Паровые электростанции малой мощности: Турбогенераторы | Купить паровые турбины малой мощности по цене производителя

Содержание

Паровые турбины малой мощности от производителя — Статьи — Wintoo

Особенности работы паровых турбин сводиться к следующему: в паровом котле образуется пар, на весьма высоком давлении попадает на винтовые лопасти турбины. В это время турбина делает обороты и производит механическую энергию, применяемую генератором. Благодаря этому генератор вырабатывает электричество.
Мощность ПВМ зависит напрямую от изменения давления пара на входе и выходе оборудования.

По тепловому процессу паровые турбины малой мощности делятся на следующие виды:

• Конденсационные.
• Теплофикационные.
• Оборудование специального предназначения.
Помимо такой классификации, еще от типа ступени турбины разделяют на:
• Активные.
• Реактивные.

По назначению паровые турбины электростанции делятся также на виды. Те, которые испытывают нагрузку каждый день и час называются базовыми. Кратковременные запускающиеся только в период большой нагрузки для покрытия пиков нагрузки – пиковыми турбинами. Турбины для собственных потребностей — это такой вид, когда электростанция покрывает свои нужды касающиеся электроэнергии.

ТЭЦ – теплофикационные паровые турбины предназначены для получения как электрической, так и тепловой энергии. Но конечный результат работы турбин – это тепло. Сюда относят турбины с противодавлением, позволяющим избежать потери пара, с регулятором отбора пара. Особого внимания с нашей стороны заслуживают турбины с противодавлением, применяемые для варки, сушки и отопления. Мощность, подаваемая с такого вида турбин, зависит от потребностей производства.

Применение паровых турбин малой мощности направленных на сохранение избыточной энергии пара считается правильной мерой по энергосбережению. Остановив свой выбор на таком методе, полученный пар исходит не из дросселирования, а благодаря расширению в турбине.

Неотъемлемые преимущества паровой турбины малой мощности:

• Большой диапазон мощности, что позволяет каждому пользователю в индивидуальном порядке подобрать диапазон подходящий персонально для него.
• Увеличенное КПД около 1,3 раза.
• Уменьшена длина установки по сравнению с предыдущими моделями.
• Стоимость монтажных работ и введение в работу значительно ниже.
• Высокий уровень безопасности, что сводит к минимуму появление аварий.
• Надежность и низкая степень шума.

• Компактность и маневренность.

← Другие статьи

Паровые турбины малой мощности в распределенных энергосистемах — Энергетика и промышленность России — № 11 (103) июнь 2008 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 11 (103) июнь 2008 года

Развитие распределенной энергетической системы, состоящей из множества преимущественно мелких источников, находящихся непосредственно у потребителей, обеспечивает дополнение и резервирование централизованных систем.

При этом потребитель, например промышленное предприятие, обладающий собственным источником энергии, во‑первых, получает ее по себе-стоимости, которая в разы ниже тарифов; во‑вторых, повышает надежность энергоснабжения; в‑третьих, может получать дополнительные выгоды от продажи энергии соседям; в‑четвертых, снижает пиковые нагрузки, что приводит к увеличению срока службы оборудования; в‑пятых, может максимально использовать дешевое местное топливо.

Что мешает?

Несмотря на все преимущества, сегодня имеется ряд препятствий на пути реализации данной схемы. Одно из них – это отсутствие четкого механизма, подкрепленного правовой базой, по которому бы происходило взаимодействие между централизованными и частными поставщиками электрической энергии. Второе препятствие – низкий технический уровень и отсутствие опыта по согласованию работы малых источников параллельно с сетью.

Наиболее крупной и проверенной на практике в России является энергосберегающая технология комбинированного производства энергии и тепла с использованием противодавленческих паровых турбин. В данном направлении российские ученые и конструкторы традиционно занимают ведущее место в мире. Эта технология заключается в том, что для утилизации потенциальной энергии предлагается понижать параметры пара до требуемых не посредством редуцирования с потерей энергии, а в процессе совершения им полезной работы. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной. Пар на технологический процесс направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора, насосов, вентиляторов и других устройств.

Сферы применения

Энергия, производимая комплексами, как правило, используется для собственных нужд предприятия, на котором она установлена. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.

В России уже имеются десятки тысяч источников водяного пара и постоянно строятся новые. Предназначенный для их реализации паротурбинный привод имеет существенное преимущество – это высокий ресурс. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара, 4 МПа и менее, он составляет 300 000‑350 000 часов. Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снимает необходимость постоянного технического обслуживания. Эти факторы существенно влияют на экономическую эффективность работы установки. Помимо сказанного, немаловажным является то, что паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т. д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, тем самым получая дополнительные экономические выгоды.

Паровые турбины малой мощности можно эффективно использовать как в уже существующих и вновь создаваемых котельных, так и на больших тепловых станциях, имеющих промышленный отбор пара, что значительно расширяет сферу их применения.

Опыт производства

В Свердловской области производством паровых турбомашин малой мощности занимается ООО «Электротехнический альянс». Данные турбомашины типа «ПТМ» разрабатываются и изготавливаются по конкретным параметрам заказчика, поэтому их применение максимально эффективно, кроме того, они имеют ряд преимуществ перед существующими аналогами. Основные из них – повышенный внутренний КПД (70 процентов), малая собственная длина, что позволяет разместить ее в действующей установке на существующем фундаменте взамен электропривода (или вместе с ним) и отсутствие редуктора (прямое сопряжение с приводимым механизмом), что повышает надежность работы и снижает уровень шума.

Отсутствие системы маслоснабжения обеспечивает пожаробезопасность турбины и позволяет эксплуатировать ее в помещении котельной в непосредственной близости с котлом. Наличием блоков регулирования как на паровпуске, так и в противодавлении исключает ее самопроизвольный разгон сверх допустимой скорости вращения вала. Немаловажным является и плавное регулирование скорости вращения вала от холостого хода до номинальной нагрузки турбоустановки, что позволяет использовать ее взамен частотно-регулируемого электропривода, и малое время, необходимое для перехода от выключенного состояния до принятия номинальной нагрузки. Время работы турбомашины до вывода из эксплуатации – не менее 40 лет. Средний срок окупаемости, которая обеспечивается за счет экономии на покупку электроэнергии, не превышает 2‑3 лет.

Подводя итог, еще раз отметим: самым эффективным и экономически оправданным на сегодняшний день является создание распределенной энергетической системы на базе уже существующих котельных, путем перевода их в режим мини-ТЭЦ с использованием паротурбинных энергетических установок. Но вместе с тем данные установки могут найти широкое применение и в отдаленных поселках при создании станций, использующих местные виды топлив. Дополнительные преимущества, такие, как когенерация тепла, повышение надежности, отсутствие сетевых издержек, уже сейчас делают распределенную генерацию выгодной во многих применениях. Справедливая рыночная оценка всех преимуществ – ключевой фактор для определения перспективности таких проектов.

Строительство тепловой электростанций малой мощности на биотопливе

            Предлагается комплексное решение проблем электро- и теплоснабжения предприятия с использованием высокоэффективных, энергосберегающих технологий.

            Согласно исходным данным Заказчика для обеспечения электроснабжения требуется до 0,3 МВт электрической энергии и до 1 Гкал/ч теплоты на нужды отопления.

Топливо котельной – опилки древесные, щепа древесная

            Обеспечить Ваши потребности в электроэнергии  предлагается следующим способом.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ

 

Автоматический котел SLATINA S 2500 U EKO

 

На мини-ТЭЦ предусмотрена установка 2-х паровых котлов. Котел S 2500 U EKO предназначен для центрального отопления и  производства пара в промышленных целях.

                                                              

Котел состоит из корпуса, пароперегревателя, экономайзера, топки с подвижной решеткой.

Решетка котла ленточная, состоит из жаропрочных чугунных колосников. Биотопливо подается на решетку из бункера подачи биотоплива.

Корпус котла облицован минеральной изоляцией толщиной 100 мм и покрыт металлическим кожухом. Кожух котла окрашен экологически безвредной высокотемпературостойкой краской.

В поставку комплекта оборудования входят: дымосос, питательные насосы, дымовая труба высотой 20 м. (высота уточняется на последующих стадиях проектирования на основе экологического расчета)

Используемые материалы и современная конструкция гарантируют срок службы котла более чем 20 лет.

Котлы изготавливаются под контролем Машиностроительного испытательного института в г. Брно (Чехия).

Рис.1  Габаритный чертеж парового котла S 2500 U EKO

Таблица 1.  Технические характеристики котла S 2500 U EKO

 

 

Параметр

Размерность

Величина

 

 

 

Номинальная тепловая мощность

кВт

2910

Номинальное давление (избыточное)

МПа

1,0

Паропроизводительность

т/час

4,4

Рабочая среда

Слабо перегретый пар

 

Температура рабочей среды

°C

193/173

Топливо

биотопливо

 

Масса котла без воды

кг

23900

Размер котла — длина

м

5,5

                       — ширина

м

2,8

                       — высота

м

4,9

 

Подача биотоплива в питательный бункер осуществляется стандартным оборудованием, а именно скребковым или ленточным конвейером Российского производства. Способ подачи топлива будет уточнен на последующих стадиях проектирования, топливоподача не включена в объем поставки по данному предложению.

 

 Паровая турбина

На мини-ТЭЦ предполагается размещение двух паровых турбин противодавления мощностью 250 кВт и 100 кВт (Чехия). Установленная электрическая мощность электростанции 350 кВт.

В зависимости от графика электрической нагрузки в работе находятся либо одна турбина 250 кВт (зима и лето, будни), либо другая турбина 100 кВт (зима и лето, выходные). При необходимости отпуска от мини-ТЭЦ до 300 кВт электрической энергии в работу вводятся сразу 2 турбины. Электрическая мощность до 50 кВт расходуется на собственные нужды мини-ТЭЦ (топливоподача, насосы, воздуходувы, дымососы, ВПУ и т.д.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Водоподготовительная установка (ВПУ)

Возможна поставка ВПУ блочного исполнения, без точного анализа воды невозможно определить объем оборудования ВПУ. В зависимости от состава воды, цена оборудования будет варьироваться от 40 до 80 тыс. $ США (если комплектовать только импортным оборудование). При частичном применении Российского оборудования – водоподготовка будет стоить порядка от 25 до 70 тыс. $ США.  Стоимость водоподготовки в цене данного предложения не учтена.

 

Удаление дымовых газов и золы (золоуловитель)

 

Предлагается полностью автоматизированная система очистки дымовых газов и удаление золы.

Золоуловитель монтируется вне помещения котельного отделения и представляет собой комплект устройств  золоулавливания, включая бункер сбора и выгрузки золы.

 

 

Рис. 2 Габаритный чертеж золоуловителя

 

 

 

 

 

ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ мини-ТЭЦ

 

На мини-ТЭЦ предусмотрено размещение следующего оборудования:

1.     

2.     

— мощностью 250 кВт (0,4 кВ) – 1 шт.

— мощностью 100 кВт (0,4 кВ) – 1 шт.

3. Золоуловитель – 2 комплекта.

4. Система топливоподачи – 2 комплекта.

5. Блочная ВПУ – 1 шт.

6. Пароводяные бойлера подогрева сетевой воды (1-осн, 1-резерв.) – 2 шт.

7. Электротехническое оборудование, КИП и А, автоматизированная система     управления – 1 комплект.

8. Насосы и другое вспомогательное оборудование – 1 комплект.

9. Емкость жидкого топлива и система розжига котлов – 1 комплект.

Ввиду того, что на мини-ТЭЦ устанавливаются паровые турбины противодавления, электрическая мощность электростанции в указанной выше комплектации зависит от величины тепловой нагрузки и составляет:

-при максимальной тепловой мощности Qт=4,5МВт (3,9 Гкал/час) и Nэл=350кВт;

-при минимальной тепловой мощности Qт=1МВт (0,86 Гкал/час) и Nэл=100кВт.

Согласно данных «Опросного листа», тепловая нагрузка потребителя — отопительная и ее максимальная величина (зимний максимум) составляет не более 1 Гкал/ч.

Для круглогодичного обеспечения требуемой электрической мощности (до 300 кВт) на мини-ТЭЦ предполагается установить дополнительный пароводяной бойлер. В этом теплообменнике будет осуществляться конденсация излишков пара противодавления (в зимний период) и конденсация всего пара (в летний период). Охлаждение этого бойлера-конденсатора предусмотрено оборотной системой водоснабжения с вентиляторной градирней (сухого или капельного типа).

 

  СТОИМОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА

 

Стоимость строительства мини-ТЭЦ существенно зависит от предполагаемого места расположения мини-ТЭЦ (существующее или новое здание) схемы водоснабжения, протяженности сетей (тепловые и электрические), а также ряда других объективных условий и факторов. Ввиду отсутствия всех необходимых данных, в настоящей работе приведена только стоимость основного комплекта оборудования см. ниже таблица 2.

 

 

 

 

 

Таблица 2.     Стоимость поставки основного оборудования мини-ТЭЦ  составляет:

 

№ п/п

Оборудование

Количество, шт

Цена, тыс. $ США

1.             

Котел S 2500 U EKO (2910 кВт)

2

756,6

2.             

Паровая турбина Р=250 кВт с генератором 0,4 кВ

1

143

3.             

Паровая турбина Р=100 кВт с генератором 0,4 кВ

1

70.2

4.             

Золоуловитель

2

140,4

5.             

Таможенные сборы и транспортные расходы

 

87,8

Итого оборудование

1198

 

Стоимость оценочно строительства «под ключ» мини-ТЭЦ электрической мощностью до 350 кВт и тепловой мощностью до 4,5 МВт в указанной выше комплектации  может составить  1,2-1,3 млн. $ США.

 

Срок проектирования и строительства

 

Строительство будет осуществляться на условиях «под ключ» — полный объем работ по проектированию, строительству, монтажу, наладке и пуску в эксплуатацию электростанции.

— Проект (П) – 2 месяца, рабочая документация (РД) – 4 месяца.

— Общий срок строительства «под ключ» с учетом доставки крупногабаритного оборудования до 18-24 месяцев (срок уточняется перед согласованием «бизнес-плана»).

К 100-летию ГОЭЛРО: Шатурская ГРЭС – 95 лет в строю

Шатурская ГРЭС имени В. И. Ленина является одной из старейших тепловых электростанций в России, расположенной в городе Шатура Московской области. Станция была основана в 1925 году при реализации плана ГОЭЛРО. Первая паровая турбина мощностью 16 МВт была введена в эксплуатацию 23 сентября 1925 года. 

Идея строительства Шатурской ГРЭС возникла до Октябрьской революции. Место для ее строительства было выбрано еще в 1914 году сотрудником Общества Электрического освещения Р. Е. Классоном по причине богатых залежей торфа. В марте 1917 Московская городская управа (орган, сформированный Временным Правительством) поручает И.И. Радченко и А.В. Винтеру начать подготовку строительства электростанции на Шатурских торфяных болотах. 

Уже в мае 1917 года на строительстве новой электростанции трудилось более 3000 человек из ближайших деревень и Рязанской губернии. Но в связи с революционными событиями октября 1917-го финансирование работ было приостановлено, а рабочие распущены по домам. 

В декабре 1917 года Радченко удается убедить руководителей молодого советского государства в необходимости возобновить работы по строительству Шатурской электростанции, для чего организуется управление «Шатурстрой», начальником которого назначается А.В. Винтер. 

Первоначально сооружается так называемая «Малая Шатура» — опытная электростанция небольшой мощности для отработки технологии сжигания торфа. Одновременно ведутся работы по осушению торфяных болот, разработке залежей торфа, сооружаются складские помещения, подсобные мастерские, прокладываются подъездные железнодорожные пути. Также строится рабочий поселок, столовая, школа, больница и другие бытовые службы. Для электроснабжения стройки проводится линия электропередачи от Орехово-Зуевской электростанции. 

В 1923 году начинается строительство основной электростанции («Большой Шатуры»). На основе экспериментов по сжиганию торфа на опытной электростанции принято решение использовать топки с цепными решетками инженера Т.Ф. Макарьева. Одновременно за рубежом в Германии на «царское золото» приобретаются две паровые турбины мощностью 16 МВт каждая. 

Первая турбина была включена в работу 23 сентября 1925 года, вторая — 13 ноября этого же года. Позже был введен в эксплуатацию третий агрегат мощностью 16 МВт. В декабре 1925 года Шатурская ГРЭС была включена в состав «Московского объединения государственных электрических станций» (МОГЭС) и легла в основу создававшейся Московской энергосистемы. Шатура стала одной из первых станций, на которой начинался централизованный процесс оперативно-диспетчерского управления. 

В годы Великой Отечественной войны Шатурская ГРЭС стала главным электрическим центром Московской энергосистемы. Мосэнерго в 1966 году по решению Совета министров СССР начало работу по увеличению мощности ГРЭС на 600 МВт. В 1982 году проведена дальнейшая модернизация станции: введен в эксплуатацию теплофикационный энергоблок. В дальнейшем был реализован проект «Реконструкции ГРЭС № 5 на сжигание газа». 

В 2005 году, в соответствии с решением правительства РФ, в ходе реформирования столичной энергосистемы Шатурская ГРЭС-5 была выведена из состава ОАО «Мосэнерго» и включена в «Четвертую генерирующую компанию оптового рынка электроэнергии» (ОГК-4).

Интернет-издание о высоких технологиях

Преимущества газовых турбин в мобильности и высокой степени автоматизации

Основное назначение газотурбинных электростанций — автономная работа в местах разработки новых месторождений полезных ископаемых, чаще всего — нефти, в поисковых буровых установках, на строительстве железных дорог, на лесозаготовках, на строительстве объектов удаленных от линий электропередач. Одним из основных плюсов газовых турбин является их мобильность. Кроме того, автономные электростанции, созданные на основе газовых турбин, имеют, как правило, высокую степень автоматизации и дистанционное управление.

Периодически газовым турбинам предрекают постепенный уход с рынка автономного энергоснабжения, ввиду того, что на смену старой технологии пришла новая — парогазовая. С другой стороны, несмотря на то, что во всем мире парогазовые электростанции нашли самое широкое применение и активно выпускаются, они недалеко ушли от своих  предшественников и имеют множество недостатков.

Прежде всего, это высокий уровень шума, требующий их монтажа и установки в специально оборудованных контейнерах и помещениях, дающих также влагозащищенность — этот минус существенно повышает их себестоимость и снижает фактор мобильности. Кроме того, КПД подобных электростанций ниже, чем у поршневых двигателей. Еще больше он снижается при снижении нагрузки, повышении температуры окружающей среды, а также низком качестве топлива. Кстати, топливо для газовых турбин требуется подготовить — произвести очистку, осушку и компрессию. При несоблюдении правильных условий эксплуатации предстоит пройти сложный и очень дорогой капитальный ремонт.

Конструкция и назначение

Газовая турбина — это тепловой двигатель непрерывного действия, преобразующий энергию газа в механическую работу на валу газовой турбины. В отличие от поршневого двигателя, в газовотурбинном двигателе процессы происходят в потоке движущегося газа. Качество газовой турбины характеризуется эффективностью КПД, то есть соотношением работы, снимаемой с вала, к располагаемой энергии газа перед турбиной.

Конструкция нынешних газовых турбин прошла многолетнюю обкатку, и на сегодняшний день представляет собой четко сгенерированный агрегат, весьма эргономичный в работе. И все же, КПД современной многоступенчатой парогазовой турбины составляет всего 25%-35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива.

Основное назначение газотурбинных электростанций — автономная работа в местах разработки новых месторождений полезных ископаемых, чаще всего — нефти, в поисковых буровых установках, на строительстве железных дорог, на лесозаготовках, на строительстве объектов удаленных от линий электропередач. Одним из основных плюсов газовых турбин является их мобильность, ведь конструктивно такие электростанции могут размещаться на железнодорожных платформах, прицепах, в гусеничном вездеходе, на самоходных шасси и т.д. Кроме того, автономные электростанции, созданные на основе газовых турбин, имеют, как правило, высокую степень автоматизации и дистанционное управление. Требуется совсем мало персонала для обслуживания. И пуск станции, приём нагрузки, работа вспомогательного оборудования (например, пополнение топливных и масляных баков) автоматизированы. Кроме того, в состав автономных газотурбинных электростанций помимо первичного двигателя и электрического генератора, входит дополнительное оборудование — распределительное устройство, комплект кабельной сети, комплект запасных частей, система сигнализации.

Газовая ретроспектива

Первая газовая турбина была изобретена еще в 1791 году, патент на нее получил англичанин Джон Барбер. Но, как это часто бывает с техническим прогрессом, он вдруг сделал крутой вираж в сторону паровых двигателей, более удобных для производства и установки. Газовые турбины начали производить только в конце XIX века. Тогда они использовались в качестве части газотурбинного двигателя и по конструктивному выполнению были близки к паровой турбине. В 1900 году Петр Кузычинский, инженер из России, впервые в мировой истории попробовал установить газовую турбину на морской крейсер. Однако дальше опытного образца дело не пошло — корабль так и не был спущен на воду.

Первая стационарная газовая турбина была создана в Швейцарии в 1939 году. Разработку словака Аурелия Стодолы разместили в альпийской пещере. Мощность газовой электростанции Стодолы составляла всего 4 МВт. Кстати, она работает по сей день, что говорит не столько о гениальности конструктора, сколько об отличных эксплуатационных качествах газовых турбин в целом. Мировая война активно подталкивала техническую мысль в борьбе за превосходство над противником, и в мае 41-го британский инженер Фрэнк Уиттл придумал, как оснастить газовой турбиной истребитель. Аналогичную технологию взяли на вооружение и силы Вермахта. История умалчивает, была ли это собственная разработка немцев, или им удалось похитить перспективную технологию.

В мирное время газотурбинные двигатели нашли свое применение в энергетике. Случилось это уже в 50-60-х гг. И сегодня в США и Великобритании ТЭЦ мощностью свыше 500 МВт, как правило, снабжаются газотурбинными установками в 25—35 МВт для покрытия нагрузок в «пиковые» часы.

Первые газовые турбины в СССР стали производиться в 60-х годах. Согласно конструкторской мысли, Шатская буроугольная подземногазовая электростанция  должна была работать на продуктах подземной газификации углей и существенно снизить объемы потребляемой электроэнергии. Но впоследствии оказалось, что экономически данное решение не обосновано — в связи с быстрым износом лопаток газовых турбин под воздействием частиц угля, которыми был насыщен шахтный газ.

Параллельно развивались и парогазотурбинные установки, о которых так много говорят сегодня — как об одном из наиболее перспективных направлений развития энергоснабжения — в том числе и автономного. Впервые практическое применение парогазовая турбина получила еще в 1932 в высоконапорных парогенераторах «Велокс» фирмы «Броун, Бовери унд компани» (Швейцария). Газовая турбина работала на отходящих газах парогенератора и приводила в действие дутьевой турбокомпрессор, осуществляющий наддув топки, что позволило существенно интенсифицировать теплообмен. Парогенераторы типа «Велокс» получили распространение и в СССР. Первая в нашей стране парогазотурбинная установка общей мощностью 16 МBт была пущена в 1964 на Ленинградской ГЭС-1 в качестве надстройки над существующей паровой турбиной (30 МBт). Вслед за этой установкой был создан проект парогазовой установки мощностью 200 МBт. Впоследствии парогазовые турбины, в основном, нашли применение в энергетике крупных ТЭЦ.

В 90-е годы благодаря повсеместному переходу на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Мировая энергетика активно развивается в этом направлении. На газовые и парогазовые установки приходится до 70% вводимых в мире генерирующих мощностей.

Будущее газотурбинных электростанций

Дальнейшее развитие газотурбинных электростанций конструкторы, прежде всего, связывают с созданием новых жаропрочных материалов и надёжных систем охлаждения лопаток, а также совершенствования проточной части. Правда, мало кто верит, что в этой области случится серьезный прорыв. Скорее стоит ожидать перспектив от парогазовых установок. А в области автономного энергоснабжения — в первую очередь, от дизеля.

Установка даже самого современного парогазотурбинного комплекса, говорят профессионалы, сегодня далеко не всегда оправдана в силу целого ряда факторов. Прежде всего, необходимо учесть климатические условия, в которых будет работать электростанция, нагрузку, наличие топливных ресурсов и цены на них в заданном регионе, местные тарифы на электроэнергию и так далее. Но, даже просчитав все до мелочей, не стоит надеяться на быструю прибыль. Статистика утверждает, что в среднем срок окупаемости газотурбинной установки с учетом амортизации составляет 3-4 года. На сегодняшний день передвижные дизельные электростанции серьезно потеснили передвижные электростанции на основе газовых турбин. Они имеют более высокий КПД и, самое главное, их стоимость гораздо ниже. Именно по этой причине сегодня наиболее широкое распространение получили дизельные электростанции малой мощности и энергопоезда с дизель-электрическими агрегатами большой мощности.

Правда, отдельные специалисты полагают, что рано списывать газовые турбины со счетов. Ведь существуют экономичные разработки передвижных парогазотурбинных установок, способные составить конкуренцию даже дизельным электростанциям. Вот и российское правительство, если судить по публикациям в прессе, при перестройке старых ТЭЦ решило делать упор на инновациях в области парогазовых установок. Правда, по мнению экспертов, в области автономного энергоснабжения имеются пока только отдельные, пусть порой и весьма перспективные, разработки, которые еще требуется проверить временем. А что касается оптимизма, источаемого предприимчивыми продавцами новых решений, то их обещаниям не всегда стоит верить.

Андрей Егоров

Мощность паровых турбин — Энциклопедия по машиностроению XXL

Автомобильные и тракторные двигате- 393,15 ли, дизели компрессоров, электродвигатели средней мощности, паровые турбины, прокатные станы, центробежные насосы  [c.313]

Отношение мощности паровой турбины к мощности ГТД jV»/jV, = = 0,20- 0,25.  [c.206]

Предельная мощность паровых турбин определяется пропускной способностью последней ступени, т. е. допустимой прочностью ее лопаток, и достигает 1200 МВт и более.  [c.84]

МОЩНОСТИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ  [c.210]


Стремление к увеличению экономичности тепловых установок приводит к повышению параметров пара, вырабатываемого котельными установками. Необходимо, однако, иметь в виду, что повышение конечной температуры перегретого пара оказывается выгодным в одинаковой степени для установок любой мощности, тогда как повышение давления выше определённой величины почти не даёт преимуществ при малой мощности паровых турбин вследствие снижения при этом их эффективного к. п. д. и выгодно лишь при установке турбин большой мощности.  [c.38]

Произвести исследование циклов паровых турбин и тепловых схем во всей области определяемых параметров пара, найти основные зависимости (к. п. д. станции, предельную мощность паровой турбины в зависимости от начальных параметров пара, наивыгоднейшую мощность единичной турбины) и определить свойства паротурбинного двигателя для мощных электрических станций ближайшего будущего.  [c.13]

Величина наибольшей мощности паровой турбины может быть определена из формулы  [c.63]

Величина удельного расхода пара, количество пара, отбираемого для регенеративного подогрева питательной воды, и величина связаны с начальными параметрами пара. На фиг. 17 представлены величины наибольшей мощности в зависимости от начальных параметров пара. Из фиг. 17 следует вывод предельная мощность однопоточной турбины с параметрами пара р = 500 кг см и t = 700° С приблизительно в 2 раза выше предельной мощности паровой турбины с параметрами пара р =90 кг см а t = 500° С при тех же размерах последней ступени.  [c.63]

Мощность паровой турбины в кет……  [c.80]

В настоящее время мощность паровых турбин достигла уровня 1000—1300 МВт и в ближайшем будущем будет доведена до 2000 МВт. Постоянный рост единичной мощности турбоагрегатов предъявляет повышенные требования к их экономичности, надежности, металлоемкости. Для решения этих задач проводятся детальные исследования аэродинамики рабочего процесса турбин, разрабатываются новые высокопрочные конструктивные материалы, совершенствуются тепловые схемы установок.  [c.5]

Недостатком схемы с повышенным избытком воздуха является увеличение поверхности водяного экономайзера, приходящейся на единицу установленной мощности, и сокращение предельной мощности паровой турбины, что влечет за собой увеличение удельных капитальных затрат.  [c.38]

Мощность паровой турбины, кет. . . 68 300 68 300 68 300  [c.55]

Развитие пылеугольных котлов. Быстрое развитие техники котлостроения, повышение экономичности и единичной мощности паровых котлов в соответствии с ростом мощности паровых турбин на крупных электростанциях оказались возможными в значительной мере в результате создания и быстрого развития техники приготовления и сжигания угольной пыли.  [c.19]


Из 47—50 млн. кет прироста мощности тепловых электростанций Металлический завод обеспечил выпуск примерно, /з всех введенных по мощности паровых турбин.  [c.463]

Переход энергетики страны на более высокие параметры пара и большие единичные мощности паровых турбин потребовал создания новых высоконапорных питательных насосов. Увеличение потребляемой питательным агрегатом мощности свыше 10 тыс. кет определило применение в качестве привода основных насосов паровую турбину с регулируемым числом оборотов. Для пуска турбоустановки оказалось целесообразным применение пуско-резервных электронасосов с применением гидромуфты для регулирования числа оборотов.  [c.492]

Проблема увеличения единичной мощности паровых турбин может быть решена и другим путем — применением комбиниро-  [c.14]

При т]ц = О (когда в парогазовом цикле полезная мощность паровой турбины равна нулю)  [c.20]

Мощность паровой турбины в МВт 111,2 118,8 120,3 120,6 125,8  [c.77]

Мощность паровой турбины в МВт 342,0 342,0 342,0  [c.78]

Паровые турбины Мощность паровой турбины при неизменных параметрах и расходе пара возрастает при работе ее в составе ПГУ, так как уменьшается отбор пара и увеличивается расход пара на конденсатор. Кроме того, паропроизводительность ВПГ в зимнее время растет, позволяя увеличить мощность паровой турбины. В связи с этими особенностями необходимо расширение проточной части типовых турбин в случае применения их в схеме ПСУ.  [c.150]

Мощность паровой турбины в МВт Параметры пара 6 31,85 171—196,3 287,87 475  [c.217]

Мощность паровой турбины в МВт 193/220 300/330 500/570 800/910 158 296  [c.221]

IV.3. возможности УВЕЛИЧЕНИЯ мощности ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ  [c.79]

Работа каждой паросиловой установки постоянно сопровождается дросселированием пара в той или иной форме. Оно происходит при движении пара через клапаны, задвижки и другие части трубопроводов. В этом случае дросселирование пара вызывает потерю давления и его стремятся по возможности уменьшить. К дросселированию пара прибегают для регулирования мощности паровых турбин и машин (дроссельное регулирование) или для искусственного снижения давления (редук-  [c.156]

Выбор типа и единичной мощности паровых турбин обусловливается рядом факторов, из которых наиболее существенными являются  [c.340]

Э аки — определяется по паспортной мощности паровых турбин. Стоимость 1 сжатого воздуха будет равна  [c.355]

Рис. 7-16. Зависимость мощности паровой турбины от давления пара в парогенераторе на выхлопных газах ГТД. Температура выхлопных газов 395° С. Пар перед турбиной — насыщенный.
На рис. 7-16 показана зависимость удельной (относительной) мощности паровой турбины УУп [см. формулу (7-17)] от принятого давления в парогенераторе, рассчитанного для ГТУ с температурой уходящих газов Д = =390°С и g = 24 кг/(кВт-ч). Как видно из рисунка, максимальная мощность ПГУ достигается при сравнительно небольших давлениях пара  [c.135]

Реакторы на тепловых (медленных) нейтронах при умеренных температурах, позволяющих получать насыщенный водяной пар давлением 6 МПа, являются вполне освоенными. В СССР на атомных электростанциях работают в основном реакторы, тепловая мощность которых соответствует электрической мощности паровых турбин 1 млн. кВт. Пущен реактор единичной электрической мощностью 1,5 млн. кВт.  [c.270]

При определении мощности паровой турбины был измерен угол закручивания вращЕвмого вала, который на длине 6 м оказался равным 1,2°. Наружный и внутренний диаметры вала соответственно равны 25 см и 17 см. Скорость вращения вала 250 об/мин 0 = = 8-10 кг см . Определить мощность, передаваемую валом, и возникающие в нем касательные напряжения.  [c.89]

Для паросиловых установок большое значение имеет факт уменьшения работоспособности пара в результате дросселирова- шя. Это свойство положено в основу качественного метода регулирования мощности паровых турбин. Действительно, если пар подходит к турбине с параметрами / i, (точка /), то при адиабатном расширепин до иеко юрого конечного давления Pi ,, (процесс I—3) располагаемая работа составит — (. . Если несколько прикрыть вентиль на трубопроводе подачи пара к турбине, то в нем произойдет дросселирование (процесс /—2) и в тур-  [c.26]


С колоссальной скоростью растут мощности паровых турбин. В 1907 году в России на Санкт-Петербургском металлическом заводе (теперь это известное во всем мире объединение — Ленинградский металлический завод) была построена первая паровая турбина мощностью 200 киловатт. А уже в 1924 году тот же завод выпустил турбину в десять раз мощнее. Выполнение плана ГОЭЛРО потребовало еще большего увеличения темпов производства турбин 1927 год мощность самой большой турбины 10 тысяч киловатт, 1931 год — 50 тысяч киловатт, 1938 год— 100 тысяч киловатт.  [c.142]

Характерной чертой развития современного машиностроения являются глубокие качественные пзменения продукции этой отрасли. Они находят отражение в повышении единичной мощности (паровые турбины, генераторы, ядерные реакторы достигают мощности в один миллион и более киловатт в одном агрегате), увеличении рабочих скоростей, в повышении точности и качества обработки, снижении металлоемкости и ряде других показателей. Все это ведет к постоянному росту объемов и сложности конструкторских и исследовательских работ и, как следствие, к увеличению сроков разработки новых машин и удорожанию опытно-конструкторских разработок.  [c.10]

Баббит БН (ГОСТ 1320-55) по антифрикционным свойствам незначительно уступает Б 83, выдерживает более высокую температуру, чем Б 83 и Б 16. Применяется в подшипниках автомобильных и тракторных двигателей при знакопеременной и ударной нагрузке, дизелей компрессоров, электродвигателей средней мощности, паровых турбин, прокатных станах центробежных насосах. При спокойной работе/3 150—200к/ см , ц[c.315]

В ее нынешнем виде станция незавершеиа. Мощность паровой турбины совершенно недостаточна для осуществления рационального процесса в бинарной части комбинированного цикла. В дальнейшем предполагается, используя кислород, содержащийся в выхлопе газовой турбины, обеспечить работу дополнительного котла паропроизводительностью 140 т/ч. Существующий котел будет форсирован, а его воздухоподогреватель ликвидирован. К. п. д. станции повысится до 32%.  [c.51]

Бо всех сравниваемых вариантах мощность паровой турбины была одной и той же. Исходные данные были следующими температура наружного воздуха 15° С температура перед газовой турбиной 600° С температура охлаждающей воды 10° С температура уходящих газов 150° С потери от излучения в окружающую среду и от неполноты горения для котла с предвключенной газовой турбиной 3%, для ВПГ 2% топливо — жидкое к. п. д. электрического генератора 98% коэффициент избытка воздуха 1,2 параметры пара перед турбиной 130 ama и 530° С температура вторичного перегрева пара 525° С вакуум в конденсаторе 97,35% степень повышения давления в компрессоре соответствовала оптимальному к. п. д. установки.  [c.54]

Фирма Фостер—Уиллер (США) выполнила проект ПГУ с ВПГ мощностью 480 МВт в двух вариантах. В варианте для сжигания мазута продукты сгорания выходят из парогенератора при температуре, предотвращающей высокотемпературную коррозию и занос проточной части. При сжигании газа и дистиллятов (рис. 45) температура газа в камере сгорания повышается до 880° С. При этой температуре газовая турбина развивает мощность 80 МВт. Мощность паровой турбины в этом варианте 400 МВт. Парогенератор двухкорпусный, П-образной компоновки. Ширина парогенератора 20,6 м, высота 51,6 м.  [c.80]

Фирмой Фостер—Уиллер выполнены также проекты ВПГ с естественной циркуляцией паропроизводительностью 126 и 330 т/ч для ПГУ мощностью 48 и 133 МВт. Параметры пара у них 83 ата, 510° С и 127 ата, 538/538° С. Газотурбинный агрегат ПГУ-133 имеет одновальную турбину мощностью 18,7 МВт степень повышения давления 5,13 начальная температура газа 788 °С. Мощность паровой турбины 115 МВт.  [c.113]

При сохранении постоянного давления в конденсаторе необходимо уменьшить расход свежего пара. При температуре уходящих газов 140° С и коэффициенте избытка воздуха в топке ВПГ 1,1 расход свежего пара может уменьшиться на 7—12%. Это снижает к. п. д. регенератвиной части парового цикла на 0,4—0,8%. При этом к. п. д. нетто ПГУ снижается на величину до 0,2%, а мощность паровой турбины уменьшается на 2—7%.  [c.150]

Принцип удвоения мощностей находился в некоторой связи с увеличением общей мощности электроэнергосистем, с ростом параметров пара и с принципами проектирования ЧНД мощных турбин. Действительно, начиная с 1950 г., выработка электроэнергии во всем мире удваивалась приблизительно за каждые 8—9 лет, а в Советском Союзе—за каждые 6—7 лет. На выпуск же каждой следующей ступени мощности паровых турбин затрачивалось 5—8 лет. Например, ЛМЗ уникальные в свое время мощные паровые турбины выпускал со следующими интервалами по времени 1947 г.—К-100-90-2 Г952 г.—К-150-170-1 1957 г.— К-200-130-1 1960 г. — К-300-240-1 1968 г.— К-800-240-2 и К-500-166 1977 г. — К-1200-240. Таким образом, если с 1960 по 1970 г. производство электроэнергии выросло с 290 до 750 млрд. кВт-ч, т. е. в 2,6 раза, то мощность единичного агрегата за это время возросла с 300 до 800 МВт, т. е. приблизительно в том же отношении. Мол[c.23]

На основании заданных тепловых нагрузок с учетом Мтэц по формуле (12-1) необходимо выбрать тип, число и номинальную мощность паровых турбин для проектируемой ТЭЦ. Основные типы теплофикационных турбин приведены по ГОСТ в табл. 12-1. При выборе типа турбин определяющими являются параметры и емкость тепловых потребителей и, в частности,  [c.217]


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

Страница не найдена — Inpressco

Международный журнал передовой промышленной инженерии

IJAIE приглашает статьи во всех областях промышленного проектирования, включая торговые центры и перерабатывающую промышленность, целлюлозно-бумажную промышленность, кожевенную промышленность, текстильную промышленность, керамическую промышленность, стекольную промышленность, производство шелка, киноиндустрию и т. д.

Людей, которых мы обслужили

INPRESSCO опубликовала около 3500 статей с 2010 года и объединила более 10000 исследователей по всему миру, включая различные области технических наук и технологий

Международный журнал тепловых технологий

International Journal of Thermal Technologies ISSN: 2277 – 4114, публикуется ежеквартально

Международный журнал современной техники и технологий

International Journal of Current Engineering and Technology индексируется Регенсбургским университетом Германии

Добро пожаловать в международную пресс-корпорацию

Inpressco является международным издателем серии ускоренных рецензируемых международных журналов и книг с открытым доступом, охватывающих широкий спектр академических дисциплин.

Типы паровых турбин – обзор

14.2.2 Вращающееся щеточное уплотнение

Конструкция барабанного ротора типична для паровых турбин реактивного типа. В секциях турбин высокого и среднего давления предпочтение отдается турбине реактивного типа из-за ее высокой эффективности. В конфигурации барабанного ротора пространство для межступенчатого корневого уплотнения очень ограничено. В отличие от традиционной конфигурации колеса и диафрагмы, в конструкции барабанного ротора отсутствует рабочее пространство.В результате обычные пружинные уплотнения не могут быть применены. Вместо этого зубья уплотнения часто прикрепляются к ротору или обрабатываются как неотъемлемая часть ротора для образования уплотнения. Преимущество зубьев ротора заключается в том, что на неподвижный компонент можно надежно нанести истираемое покрытие, чтобы обеспечить узкий зазор и избежать грибовидного образования зубьев уплотнения при трении. Наиболее эффективным лабиринтным уплотнением является, пожалуй, J-образное уплотнение с истираемым покрытием. На рис. 14.6 показано типичное истираемое J-образное уплотнение в местах основания сопла.

Рисунок 14.6. J-образные уплотнения внутренней крышки сопла с истираемым материалом.

J-образные уплотнения способны очень хорошо тереть и резать истираемые покрытия. Однако они не соответствуют требованиям. Слишком малый зазор может создать трудности при сборке турбины и запуске поворотного механизма. После трения во время переходных процессов рабочий зазор может быть большим. Следовательно, податливые и герметичные уплотнения необходимы в конфигурации с барабанным ротором в большей степени, чем в конфигурации с колесом и диафрагмой.

Щеточные уплотнения снова являются хорошим решением для уплотнения основания форсунки, они эластичны и работают более плотно, чем лабиринтные уплотнения.Однако есть несколько факторов, которые ограничивают применимость традиционных щеточных уплотнений в местах расположения корня сопла. Одной из проблем, особенно в паровых турбинах, является фрикционный нагрев из-за трения щетинок о ротор. Помимо износа щетинок, этот нагрев также может привести к неравномерному тепловому росту ротора, вызывая динамическую нестабильность ротора [7,8]. Кроме того, для конфигурации турбины с барабанным ротором применимость стандартных щеточных уплотнений в месте основания сопла ограничена нехваткой места и методами изготовления сопла.

Традиционные щеточные уплотнения крепятся к стационарному компоненту турбомашины, где только гибкие кончики щетинок щеточного уплотнения входят в зацепление с ротором во время работы турбомашины, образуя динамическое уплотнение. Традиционные щеточные уплотнения также обычно содержат щетинки, расположенные под углом по окружности относительно ротора. Во вращающемся щеточном уплотнении, как показано на рис. 14.7, пакет щетинок прикреплен к ротору турбомашины и трется о неподвижные компоненты. Щетинки наклонены по существу под углом в осевом направлении и поддерживаются конической задней пластиной.Неподвижный конец вращающихся щетинок прикрепляется к боковой пластине с помощью сварки или механического крепления, такого как зажим. Уплотнительный узел затем фиксируется в окружной канавке ротора [8].

Рисунок 14.7. Вращающееся щеточное уплотнение в корневой части сопла.

Помимо экономии места на статоре, преимущество вращающегося щеточного уплотнения заключается в том, что тепло, выделяемое щеточным уплотнением, меньше влияет на деформацию ротора, чем обычные щеточные уплотнения, поскольку кончики щетинок скользят по неподвижному компоненту.Тепло, генерируемое трением кончиков набора щетинок о неподвижный компонент, будет частично уходить в неподвижный компонент и частично отводиться утечкой через набор щетинок, при этом меньшее количество тепла поступает в ротор. Напротив, в обычных щеточных уплотнениях кончики щетинок трутся о поверхность ротора, что непосредственно нагревает ротор. Этот нагрев ротора может вызвать изгиб ротора и еще больше увеличить нежелательный неравномерный нагрев.

Подобно стандартным щеточным уплотнениям, вращающееся щеточное уплотнение состоит из набора щетинок и при установке образует кольцо.Однако вращающееся щеточное уплотнение прикреплено к ротору, а не к статору. Кроме того, набор щетинок наклонен по существу под углом в осевом направлении, а не главным образом по окружности, по отношению к оси вращения. Уплотнение дополнительно включает коническую заднюю пластину, которая частично поддерживает набор щетинок.

На рис. 14.7 показан пример того, как фиксированный конец набора щетинок может быть установлен или прикреплен к ротору. Коническая задняя пластина и фиксированный конец набора щетинок могут быть вставлены в канавку и прикреплены к ротору с помощью чеканки, установочных винтов, ласточкина хвоста или комбинации этих методов.

В дополнение к герметичности конструкция уплотнения с вращающейся щеткой должна соответствовать требованиям к нагрузке, жесткости и гибкости. Эти показатели зависят от сложного взаимодействия межщетинковых сил, зависящих от давления, центробежных сил и сил трения между задней пластиной и пакетом щетинок, а также от геометрии уплотнения. Во вращающихся щеточных уплотнениях дополнительные конструктивные параметры, такие как наклон щетинок в двух разных плоскостях, а также скорость вращения ротора, усложняют эти взаимодействия.Поэтому для успешного проектирования вращающихся щеточных уплотнений необходимо строгое понимание физических процессов.

Уплотнение с вращающейся щеткой все еще является относительно новой технологией уплотнения. Соотношение выгод и затрат, долговечность уплотнения и удобство обслуживания еще предстоит доказать. Тем не менее, это открывает возможности для применения щеточных уплотнений в турбомашинах, включая уплотнения валов против вращения в авиационных двигателях и промежуточных ступенях в газовых турбинах.

Может ли углекислый газ заменить пар для производства энергии?

Многое изменилось в современной электростанции со времен Томаса Эдисона, но части, которые на самом деле превращают тепло в электроны, не изменились со времен его озарения.

Сжигая уголь, концентрируя солнечный свет или расщепляя атомы, большинство тепловых электростанций используют энергию для одного и того же: нагрева воды в пар для привода турбины. Генерация на основе пара производит 80 процентов электроэнергии в мире.

После более чем столетия постепенных улучшений парового цикла инженеры сорвали большую часть низко висящих плодов и гонятся за уменьшающейся отдачей, тратя миллионы долларов на каждый процент повышения эффективности.Эти усовершенствования распространяются на другие этапы производства электроэнергии, позволяя электростанциям извлекать больше работы для данной единицы топлива.

Для генератора, работающего на ископаемом топливе, это означает меньшие выбросы углекислого газа на ту же единицу произведенной электроэнергии. Для солнечной тепловой установки это приводит к увеличению мощности при меньших эксплуатационных расходах.

Теперь инженеры изучают возможность замены пара сверхкритическим диоксидом углерода, метод, который может повысить тепловую эффективность до 50 процентов с использованием меньшей и более дешевой турбины.

В прошлом месяце на брифинге по бюджету и на двух разных слушаниях перед Конгрессом министр энергетики Эрнест Мониз особо упомянул инициативы Министерства энергетики по сверхкритическому углекислому газу. В бюджетном запросе департамента на 2016 год выделено 44 миллиона долларов на исследования и разработки в этом направлении, включая демонстрационную систему сверхкритической турбины мощностью 10 мегаватт.

Более простая, компактная и чистая машина
Термин «сверхкритический» описывает состояние углекислого газа выше его критической температуры и давления, 31 градус Цельсия и 73 атмосферы.В этих условиях углекислый газ имеет плотность, подобную его жидкому состоянию, и заполняет контейнеры так же, как и газ.

Производители кофе уже используют сверхкритическую двуокись углерода для извлечения кофеина из зерен. Компании, производящие материалы, также используют его для производства пластмасс и керамики.

«С термодинамической точки зрения это очень хорошая технологическая жидкость, — сказал Клаус Брун, директор по машинному оборудованию Юго-Западного научно-исследовательского института, некоммерческой исследовательской группы.«Вы получаете довольно эффективный цикл и разумную температуру обжига».

В сверхкритическом состоянии углекислый газ почти в два раза плотнее пара, что приводит к очень высокой удельной мощности. Сверхкритический диоксид углерода сжимается легче, чем пар, и позволяет генератору извлекать энергию из турбины при более высоких температурах.

Конечным результатом является более простая турбина, которая может быть в 10 раз меньше своего парового эквивалента. Паровая турбина обычно имеет от 10 до 15 ступеней ротора.Эквивалент сверхкритической турбины будет иметь четыре.

«Мы рассматриваем вал ротора турбины с четырьмя ступенями, 4 дюйма в диаметре, 4 фута в длину, который мог бы обеспечивать энергией 1000 домов», — сказал Ричард Деннис, менеджер по турбинным технологиям в Национальной лаборатории энергетических технологий.

Он отметил, что идея энергетического цикла на сверхкритическом диоксиде углерода восходит к 1940-м годам, но паровые циклы уже были очень эффективными, понятными и дешевыми, что создавало трудности для нового энергетического блока.Кроме того, инженеры все еще искали способы улучшить производство электроэнергии на стороне сгорания, поэтому до недавнего времени потребность в улучшении на стороне генерации не стояла так остро.

Правила могут создать расширяющийся рынок
Теперь правила и проблемы с климатом вынуждают производителей электроэнергии рассматривать такие идеи, как сверхкритический углекислый газ.

«Только в закрытом непрямом цикле цифры показывают, что термодинамическая эффективность при рабочих температурах, близких к паровому циклу, вы увидите улучшение на 3–4 процентных пункта», — сказал Деннис.Дальнейшая оптимизация и более качественные материалы позволили инженерам еще больше повысить производительность.

Энергетический блок с косвенным нагревом, по сути, мог бы заменить паровой энергетический блок. Такое устройство было бы благом для атомных электростанций, концентрирующих солнечных ферм, геотермальных установок, комбинированных теплоэлектростанций и электростанций, работающих на ископаемом топливе.

Сверхкритические турбины также могут стать привлекательной модернизацией паровых систем на борту кораблей и подводных лодок, производя ту же мощность, но занимая меньше места.Поскольку они используют углекислый газ вместо воды в качестве технологической жидкости, эти турбины также будут хорошо работать в засушливых районах.

Кроме того, сверхкритическая турбина может вписаться в цикл с прямым нагревом, когда топливо, подобное природному газу, сгорает в присутствии чистого кислорода внутри турбины, создавая в качестве отходов только воду и углекислый газ.

Затем операторы могли удалить воду и изолировать избыток углекислого газа. «При скромном успехе в программе управления технологиями эти циклы могли бы конкурировать с турбинами комбинированного цикла, работающими на природном газе, а также с улавливанием и хранением углерода», — сказал Деннис.Система также может направлять отработанное тепло обратно в переднюю часть системы, что еще больше повышает общую эффективность.

Однако турбина не является единственным элементом силового блока; система сверхкритического диоксида углерода по-прежнему нуждается в теплообменниках, системах охлаждения и трубопроводах, что увеличивает стоимость и сложность. А углекислый газ может разъедать материалы, поэтому инженерам придется перепроектировать большую часть сантехники и вспомогательного оборудования паровых систем, чтобы учесть эти проблемы.

Еще одна проблема заключается в том, что большинство систем сверхкритического диоксида углерода, продемонстрированных на сегодняшний день, были построены в киловаттных масштабах, слишком малых, чтобы дать полезные уроки для полноразмерной версии.Пилотное предложение Министерства энергетики будет иметь большое значение для демонстрации осуществимости сверхкритического диоксида углерода. «Строительство электростанции мощностью 10 мегаватт было бы огромным, огромным шагом вперед», — сказал Деннис.

Перепечатано с сайта Climatewire с разрешения Environment & Energy Publishing, LLC. www.eenews.net, 202-628-6500

Подача и работа паровой турбины

Паровые турбины являются одной из старейших и наиболее универсальных технологий первичных двигателей, до сих пор широко используемых.Они приводят в движение бесчисленное количество машин и производят электроэнергию на многих заводах по всему миру. Паровые турбины используются уже более 120 лет, когда они заменили поршневые паровые двигатели из-за их более высокой эффективности и более низкой стоимости. Мощность паровой турбины может варьироваться от 20 киловатт до нескольких сотен мегаватт (МВт) для больших приводов.

Паровая турбина используется для производства максимального количества механической энергии с использованием минимального количества пара в компактном приводном устройстве, обычно в конфигурации с прямым приводом.Возможности изменения или регулировки скорости также важны для паровых турбин. В настоящее время паровые турбины широко используются в различных приводных устройствах для механических приводов и энергоблоков и производят около 1 миллиона (МВт) мощности по всему миру.

Ротор паровой турбины представляет собой вращающийся компонент, к которому прикреплены колеса и лопасти. Лопасть — это компонент, извлекающий энергию из пара.

Конструкции и типы паровых турбин

Доступны два основных типа конструкций паровых турбин.Один из них представляет собой импульсную конструкцию, в которой ротор вращается под действием силы пара, воздействующей на лопасти. Другой представляет собой реактивную конструкцию, и он работает по принципу, согласно которому ротор получает свою вращательную силу от пара, покидающего лопасти.

Пар обычно входит с одного конца, движется в одном направлении к другому концу секции и выходит из кожуха для повторного нагрева или передачи в следующую секцию. Однако в двухпоточной паровой турбине пар поступает посередине и течет в обоих направлениях к концам секции.Двухпоточные схемы были популярны много лет назад. За исключением особых обстоятельств, они не рекомендуются для современных приложений.

Конденсация

Основным типом паровой турбины является конденсационная паровая турбина, которая используется для больших приводов выше определенного предела номинальной мощности (скажем, в качестве очень приблизительного показателя, выше 8 МВт). Эти паровые турбины выпускают воздух непосредственно в один или несколько конденсаторов, которые поддерживают условия вакуума на выходе из паровой турбины.Массив трубок с охлаждающей водой конденсирует пар в воду (жидкость) в конденсаторе.

Вакуум в конденсаторе возникает, когда охлаждающая вода, близкая к окружающей, конденсирует пар (выхлоп турбины) в конденсаторе. Поскольку известно, что небольшое количество воздуха просачивается в систему при давлении ниже атмосферного, для удаления неконденсирующихся газов из конденсатора обычно используется относительно небольшой компрессор. Неконденсирующиеся газы могут включать воздух, небольшое количество побочного продукта коррозии, вызванного реакцией вода-железо, и водород.

Процессы конденсационной паровой турбины обеспечивают максимальную механическую мощность и КПД за счет подачи пара. Однако выходная мощность конденсационных паровых турбин чувствительна к температуре окружающей среды. Конденсационные паровые турбины дороги, громоздки, сложны и менее пригодны для механического привода. Паровые турбины, особенно для малых и средних машин, пропускают пар вокруг лопаточных рядов и торцевых уплотнений. Когда конец находится под низким давлением, как в случае с конденсационными паровыми турбинами, в систему может попасть воздух.Из-за утечек вырабатывается меньше энергии, чем ожидалось.

Противодавление

Другим типом паровой турбины является паровая турбина с противодавлением, которая является наиболее подходящим оборудованием для механических приводов, таких как приводы компрессоров или насосов. Термин противодавление относится к паровым турбинам, которые выбрасывают пар при давлении выше атмосферного. Давление нагнетания обычно устанавливается конкретным применением пара в установке.Более низкие давления часто используются в небольших и крупных устройствах низкого давления (НД), таких как системы отопления, а более высокие давления часто используются при подаче пара в промышленные процессы.

Промышленные процессы часто включают дальнейшее расширение для других меньших механических приводов с использованием небольших паровых турбин для привода вращающегося оборудования (например, масляных насосов), которое непрерывно работает в течение длительного времени. Значительная способность выработки механической энергии приносится в жертву, когда пар используется при заметном давлении, а не расширяется до вакуума в конденсаторе.Выпуск пара в парораспределительную систему при манометрическом давлении 10 бар (бар изб.) может пожертвовать примерно половиной мощности, которая могла бы быть выработана, когда параметры пара на входе составляют около 50 бар изб. и 420°C, что типично для малых и средних паровых турбин.

Между выходной механической мощностью конденсационной паровой турбины и комбинацией мощности и пара паровой турбины с противодавлением может быть обеспечено практически любое отношение мощности к теплу. Паровые турбины с противодавлением могут иметь множество различных противодавлений, что еще больше увеличивает изменчивость отношения мощности к теплу.

Извлечение

Третий тип паровых турбин – это экстракционные паровые турбины. Вытяжная турбина имеет одно или несколько отверстий в корпусе для отбора части пара при некотором промежуточном давлении. Извлеченный пар может быть использован в технологических целях. Давление отбора пара может или не может регулироваться автоматически в зависимости от конструкции паровой турбины.

Регулируемый отбор позволяет лучше регулировать поток пара через паровую турбину для выработки дополнительной механической энергии в зависимости от рабочих сценариев.В некоторых специальных паровых турбинах может быть предусмотрено несколько точек отбора, каждая с разным давлением, соответствующим разной температуре, при которой на установке требуется отопление (или другие услуги).

Конкретные потребности объекта в паре и энергии с течением времени определяют степень извлечения пара. В больших, часто сложных установках дополнительный пар может подаваться (поступать в корпус и увеличивать поток в паровом тракте) к паровой турбине. Часто это происходит, когда несколько котлов и систем производства пара используются при разном давлении из-за сложности установки и необходимости достижения максимальной тепловой эффективности или ее исторического существования (на сложных установках, которые подвергались нескольким реконструкциям и расширениям).Эти паровые турбины называются входными паровыми турбинами. Производители адаптировали требования клиентов к конструкции, изменяя площадь проходного сечения в ступенях и степень извлечения пара (или удаления из пути потока между ступенями) в соответствии со спецификациями. В местах отбора и впуска пара регулирующие клапаны потока пара обычно увеличивают стоимость пара и системы управления.

Когда пар расширяется за счет степени высокого давления, как в больших паровых турбинах, пар может начать конденсироваться в турбине, когда температура пара падает ниже температуры насыщения при этом давлении.Если в паровой турбине образуются капли воды, может произойти эрозия лопастей, когда капли ударяются о лопасти. В этот момент расширения пар иногда возвращается в котел и повторно нагревается до высокой температуры, а затем возвращается в паровую турбину для дальнейшего (безопасного и надежного) расширения. В некоторых крупных паротурбинных установках чрезвычайно высокого давления также могут быть установлены системы двойного промежуточного нагрева.

Паровые турбины с отбором и впуском являются специальными машинами, и их следует использовать только там, где они действительно необходимы, поскольку их эксплуатация и управление всей системой сложны и иногда могут приводить к эксплуатационным проблемам.Паровые турбины, использующие отбор и впуск, представляют собой сложные турбомашины со сложным управлением и работой, которые должны одновременно управлять паровыми турбинами (часто с переменной нагрузкой) с различным управлением потоком пара в зависимости от требований других агрегатов и систем. Их следует использовать только на специальных крупных объектах, в которых другие более простые паровые турбины не могут быть коммерчески конкурентоспособными с точки зрения их мощности, теплового КПД или других соображений. Обычно использование сложной паровой турбины с отбором и впуском не оправдано для эксплуатации с мощностью в несколько мегаватт и сложными схемами работы паровой турбины с переменной нагрузкой и переменной скоростью.

Расход пара, работа и конструкция

Пар сначала нагревается в системе производства пара (например, в котлах или системах утилизации тепла), где он достигает высокой температуры, примерно от 400°C до 600°C. Первым клапаном, с которым сталкивается пар на пути от системы производства пара к паровой турбине, является главный запорный клапан (главный отключающий или отсечной клапан), который либо полностью открыт, либо полностью закрыт. Этот клапан часто не регулирует поток пара, кроме как полностью останавливает его.

Рис. 2. Показан еще один пример паровой турбины с внутренними элементами, компонентами и подсистемами.

Регулирующие или дросселирующие клапаны в различных устройствах и конфигурациях также используются для управления подачей пара. Также распространены комбинированные отключающие и дроссельные клапаны. Во многих паровых турбинах для надлежащего резервирования следует предусмотреть как минимум два независимых отключающих клапана. Эти клапаны находятся непосредственно перед паровой турбиной и рассчитаны на то, чтобы выдерживать полную температуру и давление пара.Эти клапаны необходимы, потому что, если механическая нагрузка будет потеряна, паровая турбина быстро выйдет из строя и выйдет из строя. Это случайное явление. К этому может привести необычная первопричина, например отказ муфты. Возможны и другие аварии, что подтверждает необходимость использования двух или трех независимых запорных клапанов, которые обеспечивают безопасность и надежность, но увеличивают стоимость системы.

Приводы паровых турбин оснащены дроссельными клапанами или регуляторами форсунок для регулирования расхода пара и обеспечения работы с переменной скоростью.Привод паровой турбины может выполнять ту же функцию, что и привод электродвигателя с регулируемой скоростью. Паровые турбины обычно могут работать в широком диапазоне скоростей и не выходят из строя при перегрузке. Они также обеспечивают высокий пусковой крутящий момент, необходимый для нагрузок с постоянным крутящим моментом, например, с поршневыми насосами или компрессорами.

Пар попадает на первый ряд лопастей под таким высоким давлением, что он может создавать крутящий момент даже с небольшой площадью поверхности. Воздействие пара заставляет ротор вращаться.Однако по мере продвижения ступеней паровой турбины пар теряет давление и энергию, поэтому требуется все большая площадь поверхности. По этой причине размеры лопастей увеличиваются с каждым этапом. Когда пар выходит из турбины, его температура падает, и он теряет почти все свое повышенное давление. Некоторый перепад давления также происходит через диафрагму, которая является компонентом между внешней стенкой и внутренней стенкой. Перегородки диафрагмы направляют пар к вращающимся лопастям.

Пар должен падать на лопасти под определенным углом, чтобы максимизировать полезную работу давления пара. Здесь на помощь приходят насадки. Между лопастными колесами размещены стационарные кольца форсунок, которые «поворачивают» пар под оптимальным углом для удара по лопастям. Упорный подшипник установлен на одном конце главного вала для поддержания его осевого положения и предотвращения столкновения движущихся частей с неподвижными частями. Подшипник скольжения поддерживает основной вал и препятствует его выскальзыванию из корпуса на высоких скоростях.

Вытяжной колпак направляет пар от последней ступени паровой турбины и предназначен для минимизации потерь давления, которые снижают тепловой КПД паровой турбины. После выхода пара из выпускной секции он поступает в конденсатор, где охлаждается до жидкого состояния. Процесс конденсации пара обычно создает вакуум, который затем подает больше пара из паровой турбины. Вода возвращается в систему производства пара, повторно нагревается и используется повторно. Регулятор — это устройство, которое регулирует скорость вращения турбины.Современные паровые турбины имеют электронный регулятор, который использует датчики для контроля скорости, исследуя зубья ротора.

Чтобы спроектировать более эффективную паровую турбину, следует использовать корпус с соответствующими соплами и лопастями для удержания пара и клапанами для управления подачей пара к соплам. Толстостенные отливки, используемые для секций турбин, работающих под давлением, называются обечайками и обычно изготавливаются из материалов из легированной стали. Некоторые конструкции включают внутреннюю и внешнюю оболочки, которые служат для уравновешивания перепада давления и уменьшения толщины оболочки для теплового напряжения, запуска и нагрузки.Многоступенчатые конструкции используются для повышения эффективности. Тип и количество ступеней турбины, а также форма и размер лопастей различаются. Они определяются на основе давления и температуры пара, давления выхлопных газов и скорости.

Когда ротор паровой турбины неподвижен, пар, проходящий через сопло, с полной силой ударяет по лопастям, создавая наибольший крутящий момент. Однако, поскольку это происходит при остановленном роторе, выполненная работа равна нулю.С другой стороны, если скорость ротора равна скорости пара, то у пара не будет составляющей скорости относительно лопастей, и лопасти не будут вращаться. Следовательно, этот случай приводит к нулевому крутящему моменту и, опять же, к нулевой работе. Максимальная эффективность возникает между этими двумя крайностями. Для достижения идеальных рабочих условий и максимальной эффективности необходимо провести надлежащую оптимизацию.

Из-за высоких давлений, используемых в паровых турбинах, корпус довольно толстый, и, следовательно, паровые турбины имеют большую тепловую инерцию.Их следует нагревать и охлаждать медленно, чтобы свести к минимуму дифференциальное расширение между вращающимися лопастями и неподвижными компонентами. Для прогрева больших паровых турбин может потребоваться от пяти до девяти часов. В то время как более мелкие агрегаты имеют более быстрое время пуска, паровые турбины заметно отличаются от поршневых двигателей, которые запускаются быстро, и от газовых турбин, которые могут запускаться за умеренное время, а нагрузка следует с достаточной скоростью.

Паровые турбины обычно работают непрерывно в течение продолжительных периодов времени, даже несмотря на то, что пар, подаваемый в агрегат, и передаваемая механическая мощность могут изменяться в течение таких периодов непрерывной работы.Поскольку большинство паровых турбин выбираются для приложений с высокими коэффициентами нагрузки, характер их применения часто учитывает необходимость иметь только медленные изменения температуры во время работы, и можно допустить длительное время запуска. Паровые котлы также имеют длительное время запуска.

Течение, износ и деградация

Примеси в паре могут вызывать отложения, накипь и коррозию в паровых турбинах, что неблагоприятно влияет на их работу. Тремя наиболее важными механизмами отказа, связанными с коррозией, в любой паровой турбине низкого давления являются точечная коррозия, коррозионная усталость и коррозионное растрескивание под напряжением.Местная паровая среда определяет, возникают ли эти механизмы повреждения на поверхностях лопаток и дисков.

Особенно важна зона фазового перехода, где расширение и охлаждение пара приводит к конденсации. Ряд процессов, протекающих в этой зоне, таких как осаждение химических соединений из перегретого пара, осаждение, испарение и высыхание жидких пленок на горячих поверхностях, приводит к образованию потенциально агрессивных поверхностных отложений.

Чистота пара и условия отключения — это два параметра, которые приводят к коррозионным повреждениям.Условия окружающей среды, возникающие во время останова, могут быть еще одним важным фактором. Это условия, возникающие при незащищенном останове, когда на поверхностях паровых каналов образуются насыщенные кислородом влажные и жидкие пленки в результате гигроскопических эффектов. Эти пленки непосредственно вызваны неадекватной практикой останова, принятой бригадой по эксплуатации/техническому обслуживанию паровой турбины или бригадой в целом. Они могут привести к точечной коррозии, которая чаще всего является предшественником механизмов коррозии.

Соответствующие свойства материала (такие как состав, структура и внутренние напряжения) и конструкция (температура, напряжения и щели) также играют важную роль.Точечная коррозия также может возникнуть во время работы в щелях, например, в местах крепления лопастей. Чистота пара контролирует большинство процессов коррозии и имеет жизненно важное значение для надежности паровой турбины.

В результате отложений могут возникать механические блокировки. Блокировки в чувствительных местах, хотя и редко, обычно имеют серьезные последствия. Например, даже небольшие отложения на штоке обратного клапана паровой турбины могут нарушить его работу. В случае отключения паровой турбины неисправный обратный клапан может привести к продолжению потока пара и некоторому повреждению турбины.Кроме того, отложения на стационарных деталях, если они достаточно толстые и прочные, могут препятствовать движению лопастей, что представляет особый риск механического повреждения небольших лопастей.

Закупорка пути потока пара изменяет соотношение давлений в паровой турбине таким образом, что это может вызвать осевое смещение вала. Это может привести к контакту между вращающимися и неподвижными частями, что может привести к серьезному отказу. Такие условия часто обнаруживаются и избегаются путем контроля давления в паровой турбине.

Более частым, но менее значимым результатом перекрытия потока пара является снижение пропускной способности (поглотительной способности) паровой турбины и изменение эффективного профиля потока пара на лопатках паровой турбины. Эти изменения приводят к уменьшению расхода пара, уменьшению выходной мощности и снижению эффективности турбины. Типичными примерами являются отложения меди и алюминия в паровых турбинах высокого давления и отложения кремнезема в турбинах среднего и низкого давления.

Амин Алмаси — старший консультант по вращающимся механизмам в Австралии. Он является сертифицированным профессиональным инженером Engineers Australia и IMechE и имеет степени бакалавра и магистра в области машиностроения и RPEQ. Он является активным членом Engineers Australia, IMechE, ASME и SPE и является автором более 100 документов и статей, посвященных вращающемуся оборудованию, мониторингу состояния, морской и подводной эксплуатации, а также надежности.

Генератор (паровой) — Оборудование Power Zone

1.0 Цель

Power Zone Equipment, Inc. Политика конфиденциальности данных

Политика, изложенная ниже, описывает персональные данные, которые Power Zone Equipment может собирать, как Power Zone Equipment использует и защищает эти данные, а также кому мы можем их передавать. Эта политика предназначена для уведомления отдельных лиц о персональных данных в целях соблюдения законов и правил о конфиденциальности данных юрисдикций, в которых работает оборудование Power Zone.

Power Zone Equipment рекомендует нашим сотрудникам, независимым подрядчикам, клиентам, поставщикам, коммерческим посетителям, деловым партнерам и другим заинтересованным сторонам ознакомиться с этой политикой.Используя наш веб-сайт или отправляя личные данные в Power Zone Equipment любым другим способом, вы подтверждаете, что понимаете и соглашаетесь соблюдать эту политику, а также соглашаетесь с тем, что Power Zone Equipment может собирать, обрабатывать, передавать, использовать и раскрывать ваши личные данные. как описано в этой политике.

2.0 Персональные данные

Power Zone Equipment обязуется соблюдать все разумные меры предосторожности для обеспечения конфиденциальности и безопасности личных данных, собранных Power Zone Equipment.Во время использования вами нашего веб-сайта или посредством других коммуникаций с Power Zone Equipment личные данные могут собираться и обрабатываться Power Zone Equipment. Как правило, Power Zone Equipment собирает личную контактную информацию (например, имя, компанию, адрес, номер телефона и адрес электронной почты), которую вы сознательно предоставляете при регистрации, запросе котировок, ответах на вопросы или иным образом для использования в наших коммерческих отношениях. Иногда мы можем собирать дополнительные личные данные, которые вы добровольно предоставляете, включая, помимо прочего, должность, дополнительную контактную информацию, дату рождения, хобби, области интересов и профессиональную принадлежность.

3.0 Использование персональных данных

Веб-сайт

Power Zone Equipment предназначен для использования клиентами Power Zone Equipment, коммерческими посетителями, деловыми партнерами и другими заинтересованными сторонами в деловых целях. Персональные данные, собранные Power Zone Equipment через свой веб-сайт или другими способами, используются для поддержки наших коммерческих отношений с вами, включая, помимо прочего, обработку заказов клиентов, заказов от поставщиков, управление учетными записями, изучение потребностей клиентов. , отвечая на запросы и предоставляя доступ к информации.Кроме того, в соответствии с законами и правилами соответствующей юрисдикции для поддержки наших отношений с вами:

  • мы можем передавать персональные данные нашим аффилированным лицам, чтобы лучше понять потребности вашего бизнеса и то, как мы можем улучшить наши продукты и услуги;
  • мы можем использовать сторонних поставщиков услуг, чтобы помочь нам в сборе, сборе или обработке персональных данных в связи с услугами, связанными с нашими деловыми отношениями;
  • мы (или третье лицо от нашего имени) можем использовать персональные данные, чтобы связаться с вами по поводу предложения оборудования Power Zone в поддержку ваших бизнес-потребностей или для проведения онлайн-опросов, чтобы лучше понять потребности наших клиентов; и
  • мы можем использовать персональные данные для маркетинговых и рекламных мероприятий.

Если вы решите не использовать свои личные данные для поддержки наших отношений с клиентами (особенно для прямого маркетинга или маркетинговых исследований), мы будем уважать ваш выбор. Мы не продаем ваши личные данные третьим лицам и не передаем их третьим лицам, за исключением случаев, изложенных в настоящей политике. Оборудование Power Zone будет хранить ваши личные данные до тех пор, пока вы поддерживаете отношения клиента с оборудованием Power Zone и / или если вы зарегистрировались для получения маркетинговых или других сообщений от оборудования Power Zone, до тех пор, пока вы не потребуете, чтобы мы удалили такие личные данные .

4.0 Сторонние поставщики услуг

Power Zone Equipment является коммерческим оператором своего веб-сайта и использует поставщиков услуг для помощи в размещении или ином выполнении функций обработчиков данных, для предоставления программного обеспечения и контента для наших сайтов, а также для предоставления других услуг. Power Zone Equipment может раскрывать персональные данные, предоставленные вами этим третьим сторонам, которые предоставляют такие услуги по контракту для защиты ваших персональных данных. Кроме того, в соответствии с законами и правилами соответствующей юрисдикции Power Zone Equipment может раскрывать персональные данные, если такое раскрытие:

  • — использование персональных данных для дополнительной цели, которая непосредственно связана с первоначальной целью, для которой были собраны персональные данные;
  • необходим для подготовки, согласования и выполнения контракта с вами;
  • требуется по закону или компетентным государственным или судебным органам;
  • необходимо для установления или сохранения судебного иска или защиты;
  • является частью корпоративной реструктуризации, продажи активов, слияния или отделения; или,
  • необходим для предотвращения мошенничества или других незаконных действий, таких как преднамеренные атаки на системы информационных технологий Power Zone Equipment.

5.0 Международная передача данных

Обращаем внимание наших клиентов в Швейцарии и Европейском Союзе (ЕС), что Power Zone Equipment является американской компанией. Если вы используете наши веб-сайты или веб-порталы, вся информация, включая личную информацию, может быть передана в Power Zone Equipment (включая субподрядчиков, которые могут обслуживать и/или управлять нашим веб-сайтом) в США и других странах, а также может быть передана третьим лицам. сторон, которые могут находиться в любой точке мира.Хотя это может включать получателей информации, находящихся в странах, где уровень правовой защиты вашей личной информации может быть ниже, чем в стране вашего местонахождения, мы будем защищать вашу информацию в соответствии с требованиями, применимыми к вашей информации и/или местоположению. В частности, для передачи данных за пределы ЕС Power Zone Equipment будет использовать соглашения о передаче данных, содержащие Стандартные договорные положения. Используя наши веб-сайты или веб-порталы, вы однозначно соглашаетесь на передачу вашей личной информации и другой информации в Соединенные Штаты и другие страны для целей и использования, описанных в настоящем документе.

6.0 Автоматический сбор неличных данных

Когда вы получаете доступ к веб-сайтам или веб-порталам Power Zone Equipment, мы можем автоматически (т. е. без регистрации) собирать неличные данные (например, тип используемого интернет-браузера и операционной системы, доменное имя веб-сайта, с которого вы пришли, количество посещения, среднее время пребывания на сайте, просмотренные страницы). Мы можем использовать эти данные и делиться ими с нашими аффилированными лицами по всему миру и поставщиками соответствующих услуг для отслеживания привлекательности наших веб-сайтов и улучшения их производительности или содержания.В этом случае обработка осуществляется на анонимной основе и по усмотрению Power Zone Equipment.

7.0 Другие онлайн-данные

Кроме того, для некоторых технических онлайн-приложений или других взаимодействий с оборудованием Power Zone может потребоваться ввод деловых и технических данных. Предоставляя запрошенную информацию, вы даете согласие на обработку и хранение такой информации компанией Power Zone Equipment. Если оборудование Power Zone не уведомлено о том, что вы хотите удалить эту информацию с сервера оборудования Power Zone, такая информация может быть сохранена оборудованием Power Zone и использоваться для будущих коммерческих коммуникаций.Запрос на удаление этой информации можно сделать по контактной информации, указанной ниже. Power Zone Equipment примет все разумные меры предосторожности, чтобы гарантировать, что такая информация не будет предоставлена ​​или разглашена другим третьим лицам, за исключением, если это применимо, тех третьих лиц, которые осуществляют хостинг сайта, техническое обслуживание и связанные с ним действия по обслуживанию сайта.

8.0 «Cookies» — информация автоматически сохраняется на вашем компьютере

Файлы cookie — это информация, автоматически сохраняемая на компьютере пользователя веб-сайта.Когда пользователь просматривает веб-сайт(ы) Power Zone Equipment, Power Zone Equipment может сохранять некоторые данные на компьютере пользователя в виде файлов cookie, чтобы автоматически распознавать пользователя при будущих посещениях веб-сайта(ов) Power Zone Equipment. Power Zone Equipment приложит разумные усилия для обеспечения соблюдения законов и правил соответствующих юрисдикций в отношении файлов cookie.

9,0 Дети

Power Zone Equipment не будет намеренно собирать личные данные детей младше 18 лет.Веб-сайт(ы) Power Zone Equipment не предназначен для лиц моложе 18 лет

10.0 Безопасность и целостность данных

Power Zone Equipment примет разумные меры предосторожности для защиты личных данных, находящихся в его распоряжении, от риска потери, неправильного использования, несанкционированного доступа, раскрытия, изменения и уничтожения. Power Zone Equipment периодически пересматривает свои меры безопасности, чтобы обеспечить конфиденциальность личных данных.

Power Zone Equipment будет использовать персональные данные только способами, совместимыми с целями, для которых они были собраны или впоследствии разрешены вами.В то время как Power Zone Equipment предпримет разумные шаги для обеспечения того, чтобы личные данные соответствовали их предполагаемому использованию, были точными, полными и актуальными, Power Zone Equipment также полагается на каждого человека, чтобы помочь в предоставлении точных обновлений его или ее личных данных.

11.0 Ссылки на другие веб-сайты

Веб-сайты

Power Zone Equipment могут содержать «ссылки» на веб-сайты, которыми владеют и управляют третьи лица. Перейдя по этим ссылкам, которые предоставлены для вашего удобства, вы покинете наш сайт и будете соблюдать политику конфиденциальности другого веб-сайта.Эта политика не распространяется на любую личную информацию, которую вы предоставляете несвязанным третьим лицам.

12.0 Хранение данных

Как правило, Power Zone Equipment будет хранить персональные данные только до тех пор, пока это необходимо для конкретной цели обработки и в соответствии с политикой управления записями Power Zone Equipment или в соответствии с иными требованиями законов и правил конкретной юрисдикции. Например, данные будут храниться в течение периода времени, в течение которого вы имеете право использовать веб-сайты Power Zone Equipment, включая любые инструменты Power Zone Equipment, доступные через наш веб-сайт (веб-сайты).После прекращения действия такого разрешения ваши личные данные, связанные с использованием веб-сайта(ов) Power Zone Equipment, будут удалены.

13.0 Доступ к данным и исправление

По запросу Power Zone Equipment предоставит физическим лицам разумный доступ к имеющимся у них личным данным. Кроме того, Power Zone Equipment предпримет разумные шаги, чтобы разрешить отдельным лицам исправлять, изменять или удалять информацию, которая продемонстрировала неточность или неполноту. Power Zone Equipment также полагается на то, что каждый человек поможет предоставить точные обновления его или ее личных данных.Чтобы получить доступ, исправить, изменить или удалить персональные данные, хранящиеся в Power Zone Equipment о физическом лице, физическое лицо должно обратиться по следующему адресу:

.

ТЕЛЕФОН: +1-719-754-1981 | ЭЛЕКТРОННАЯ ПОЧТА: [email protected]

14.0 Права ЕС на конфиденциальность данных

Если ваши персональные данные обрабатываются в ЕС или вы являетесь резидентом ЕС, Общий регламент ЕС по защите данных предоставляет вам определенные права в соответствии с законом. В частности, право на доступ, исправление или удаление персональных данных, хранящихся у Power Zone Equipment о вас.

В той степени, в которой это требуется применимым законодательством, Power Zone Equipment предоставит физическим лицам разумный доступ к персональным данным, которые Power Zone Equipment хранит о них, и предпримет разумные шаги, чтобы разрешить таким лицам исправлять, изменять или удалять информацию, которую Power Zone Equipment хранит о них. их. Power Zone Equipment также полагается на то, что каждый человек поможет предоставить точные обновления его или ее личных данных. Чтобы получить доступ, исправить, изменить или удалить персональные данные, хранящиеся в Power Zone Equipment о физическом лице, это лицо должно обратиться к своему коммерческому представителю Power Zone Equipment или связаться с нами по следующему адресу электронной почты: [email protected]ком.

Если у вас есть комментарий, вопрос или жалоба о том, как Power Zone Equipment обрабатывает ваши личные данные, мы приглашаем вас связаться с нами, чтобы мы могли решить этот вопрос. Кроме того, лица, находящиеся в ЕС, могут подать жалобу относительно обработки их персональных данных в органы ЕС по защите данных (DPA). Следующая ссылка может помочь вам найти соответствующий DPA: http://ec.europa.eu/justice/data-protection/bodies/authorities/index_en.htm.

15.0 Изменения в настоящей Политике

Power Zone Equipment оставляет за собой право время от времени изменять эту политику, чтобы она точно отражала правовую и нормативную среду и наши принципы сбора данных. Когда в эту политику будут внесены существенные изменения, Power Zone Equipment опубликует пересмотренную политику на нашем веб-сайте.

 

16.0 Вопросы и комментарии

Если у вас есть какие-либо вопросы или комментарии по поводу этой политики (например, для просмотра и обновления или удаления ваших личных данных из нашей базы данных), обращайтесь по телефону +1-719-754-1981 или по электронной почте [email protected]ком

Мощность биомассы

Мощность биомассы

Зеленое электричество от Разлива.

Проливные паровые двигатели и паровые турбины зарекомендовали себя как первичные двигатели для малых и средних электростанций на биомассе в промышленности и региональном энергоснабжении. Предпочтительно они работают как комбинированные теплоэлектроцентрали.

Паровые двигатели с проливом обычно используются в сочетании с котлами с умеренными «условиями острого пара» или котлами с насыщенным паром и особенно тогда, когда массовый расход пара или отбор мощности подвержены значительным колебаниям. Проливные паровые двигатели могут обслуживаться собственным персоналом компании, поэтому они также подходят для использования в удаленных местах.

Многоступенчатые паровые турбины Spilling устанавливаются там, где преимущества парового двигателя Spilling не имеют значения или требования всей установки требуют турбины.Затем они проектируются как турбины с противодавлением или как конденсационные турбины для электростанций, работающих на биомассе. Это касается, например. применения с большими, постоянными массовыми расходами и более высокими давлениями и температурами острого пара.

Паровые ТЭЦ, используемые на заводах по производству биомассы, подходят для

  • Заводы по производству пеллет
  • Когенерационные установки на биомассе
  • Деревообрабатывающая промышленность
  • Рисовые мельницы
  • Заводы по производству пальмового масла

Разлив паровой машины на африканской лесопилке.

Турбина отбора противодавления в промышленном и местном теплоснабжении.

Ваши льготы

  • Широкий спектр паровых двигателей и турбин, из которых можно выбрать оптимальный первичный двигатель
  • Исполнение либо в виде машин с контролируемым противодавлением, либо в виде конденсационных машин с вытяжкой
  • Инновационная технология, основанная на многолетнем опыте создания паровых двигателей и электростанций с котлами на биомассе
  • Улучшенный CO 2 баланс 

Услуги и аксессуары

Предложения по доставке и обслуживанию разливов варьируются от отдельных двигателей и турбин до целых агрегатов с электротехникой и средствами управления до полностью смонтированной трубопроводной установки в соответствии с вашими спецификациями.Паровые двигатели и турбины, основанные на стандартных компонентах, имеют индивидуальные размеры для каждого применения.

Если вы хотите получить концепцию определения размеров или коммерческое предложение, воспользуйтесь нашим запросом на разлив.
Выход  ок. от 100 до 5000 кВт
Давление на входе от 6 до ~ 70 бар изб.
Температура на входе насыщенный пар, перегретый пар до 480 °C
Давление нагнетания противодавление и/или вакуумная конденсация
© 2021 Разливные Технологии   | Выходные данные   | Конфиденциальность   | Ok

Этот сайт использует файлы cookie, чтобы предложить вам лучший просмотр.Используя этот веб-сайт, вы соглашаетесь на использование файлов cookie в соответствии с настоящим Уведомлением о файлах cookie. Более.

Угольный парогенератор XXI века

Электростанции, работающие на угле, питают электроэнергию уже более ста лет, но используемая в них технология не стоит на месте, так как было сделано много достижений. Одна новая конструкция — парогенератор с системой чистого сгорания — в ходе пилотных испытаний доказала свою способность повышать эффективность при одновременном снижении затрат на контроль выбросов.Это может изменить правила игры в отрасли.

Рынок новых угольных парогенераторов будет определяться технологиями 21 века, которые обеспечивают высокую эффективность, низкий уровень выбросов загрязняющих веществ и дешевую электроэнергию. CastleLight Energy — это компания по управлению технологиями, которая предлагает новую конструкцию парогенератора CCS (CCS-SG), включающую продемонстрированную в полевых условиях систему чистого сгорания (CCS). Технология CCS развилась из фундаментальных исследований горения, разработанных в Rockwell International для больших двигателей НАСА для лунных ракет.

Предлагаемая печь CCS-SG отличается компактной конструкцией печи с малой занимаемой площадью в пересчете на МВтт и большой паропроизводительностью в МВт на тонну стали. Эти фундаментальные характеристики обнаружены в 1950-х годах Babcock & Wilcox в циклонных электрогенераторных установках с мокрым дном (EGU) — недорогой конструкции парогенератора, которая в свое время захватила большой рынок EGU в США. Важно отметить, что CCS-SG использует оборудование, стали, огнеупоры и контрольно-измерительные приборы, которые сегодня используются в коммерческих целях на угольных EGU и хорошо знакомы большинству операторов электростанций.

Современная угольная электростанция

На Рисунке 1 показан современный парогенератор EGU, работающий на угле, и оборудование для контроля выбросов, используемое в соответствии с требованиями Агентства по охране окружающей среды США (EPA) в отношении качества воздуха, такими как SO 3 (впрыск Trona), NO x (выборочное каталитическое восстановление [SCR] и аммиак), ртуть (впрыск активированного угля), твердые частицы (электростатический осадитель [ESP] или рукавный фильтр) и SO 2 (мокрое обессеривание дымовых газов [FGD] и известняк).Это оборудование составляет значительную часть (около 35%) стоимости EGU, включая более высокие эксплуатационные расходы, потерю эффективности примерно на 2% (увеличение CO 2 ) и снижение подаваемой электроэнергии.

1. На этой диаграмме показана обычная конструкция угольной электростанции (ЭГУ), которая используется сегодня. Предоставлено: CastleLight Energy

Агентство по охране окружающей среды, управляя поправками к Закону о чистом воздухе 1990 г. (CAAA), установило строгие пределы производительности по выбросам для новых EGU, работающих на угле.В таблице 1 обобщены эти выбросы на основе наилучшей доступной технологии контроля (BACT).

Таблица 1. Целевые показатели выбросов загрязняющих веществ EGU. Предоставлено: CastleLight Energy

Недавнее правило EPA о доступной чистой энергии также предлагает ограничить выбросы CO 2 от новых EGU. В Таблице 2 приведены предлагаемые целевые показатели эффективности, соответствующие выбросы CO 2 и эквиваленты удельной тепловой мощности.

Таблица 2. Предлагаемые целевые показатели выбросов EGU CO 2 . Предоставлено: CastleLight Energy

CCS-SG EGU со встроенным SO

2 и NO x Управление

На рис. 2 показан угольный EGU с CCS-SG. Он включает в себя стадию сушки угля в сочетании с гибридной газификацией угля, обеспечивая контроль SO 2 и NO x для соответствия требованиям EPA по качеству воздуха.В уголь добавляют известняк, чтобы обеспечить кальций, необходимый для улавливания серы. Контроль твердых частиц снабжен ESP или рукавным фильтром. CCS-SG сообщает об улучшении эффективности сгорания примерно на 6% и обеспечивает примерно на 10% больше электроэнергии при том же количестве сжигаемого угля, что в три раза дешевле обычных систем ДДГ и СКВ.

2. На этой схеме показан блок EGU с CCS-SG (парогенератор с системой чистого сгорания).Предоставлено: CastleLight Energy

На рисунке 3 схематично показан процесс CCS для управления SO 2 и NO x . Это довольно простой гибрид газификации угля (заменяющий обычные угольные горелки) и ступенчатого сжигания в топке. Камеры газификации (ГК) выполнены в виде шипованных, облицованных огнеупором экранов, установленных в топке котла. Охлаждаемые водой огнеупорные поверхности покрываются угольным шлаком, чтобы обеспечить надежную, возобновляемую, защитную поверхность от продуктов газификации угля.

3. На этой схеме показано, как работает горелка CCS. Он использует гибридный процесс газификации угля. Предоставлено: CastleLight Energy

Ряд горелок CCS (в зависимости от требований установки) сжигают пылевидный уголь и порошкообразный известняк с очень небольшим количеством горячего воздуха для горения в GC, создавая горячий, очень богатый топливом газ, необходимый для улавливания серы и NO Процессы уничтожения x описаны ниже.Высокие температуры газификации расплавляют угольную золу, которая затем стекает из ГХ в виде шлакового продукта. Горячие, богатые топливом газы азота, монооксида углерода и водорода выходят из ГХ в топку. Чистый ярко-оранжевый газ заполняет печь, образуя пар. Стенки печи остаются чистыми, без шлаков, нагара и коррозионно-активных отложений серы.

По мере того, как газы в печи охлаждаются (до температуры менее 2300F, чтобы избежать образования термического NO x ), наддувочный воздух (OFA) подается через несколько отверстий для завершения сгорания монооксида углерода до CO 2 и водорода в воду.Затем газы выходят из топки в секцию пароперегревателя обратного прохода котла. На рис. 4 показана установка CCS-GC на промышленном топочном котле мощностью 30 МВт.

4. Здесь показана установка камеры газификации CCS на промышленном топочном котле мощностью 30 МВт. Предоставлено: CastleLight Energy

Улавливание серы при сжигании

Инженеры знают, что сера в угле может улавливаться на начальном этапе сжигания.Например, коммерческие печи с циркулирующим псевдоожиженным слоем (ЦКС) сжигают уголь в слое песка и известняка (при температуре около 1600°F), псевдоожижаемых горячим воздухом для горения. Процесс сгорания CFB довольно медленный — несколько секунд — и требует мощных воздуходувок высокого давления для циркуляции псевдоожиженного слоя.

Для сравнения, процесс горения CCS происходит быстро — доли секунды. По мере окисления углерода сера выделяется из угля в горячие газы. Кальций (из известняка) реагирует с серой с образованием сульфида кальция (CaS), твердой частицы при этих температурах.

Температуры газификации достаточно высоки, чтобы расплавить угольную золу (кремнезем и глинозем) вместе с CaS, образуя шлак в виде жидкого стекла. Напомним, что бутылочное стекло представляет собой расплав кремнезема, глинозема и оксида кальция (CaO). Однако, поскольку CaS заменил CaO в процессе, сера капсулируется и связывается в шлаке; он не может выщелачиваться в воде. Около половины расплавленной угольной золы контактирует со стенками ГК и стекает в бак водяного тушения в виде зольного остатка для утилизации.Оставшиеся мелкие капли золы, попадающие в секцию топки, затвердевают в виде частиц летучей золы (около 10 микрон) по мере того, как газы охлаждаются, образуя пар.

НЕТ

x Формирование и разрушение

Азот в угле (около 1%) является основным источником NO x (около 85%) при сжигании угля. Термические NO x , образующиеся при окислении азота при высоких температурах (выше 2300F) в печи, составляют баланс выбросов NO x .

В конце 1970-х исследование горения, проведенное Dr.А. Е. Эксворти, главный научный сотрудник Rocketdyne, подтвердил, что азот в угле образует NO x или предшественники NO x , такие как аммиак (NH 3 ) и цианид, в то же время и в том же месте, что и углерод. окисленный. Кроме того, он продемонстрировал, что этого процесса образования топливного NO x нельзя избежать при сжигании угля по сравнению с тепловым образованием NO x при сжигании природного газа.

Теория развилась для поиска процесса восстановления (разрушения) NO x до азота.Была установлена ​​лабораторная печь, и было установлено, что соединение CaS представляет собой гангбастер NO x — катализ разрушения, особенно в высокотемпературных условиях с высоким содержанием топлива, таких как в CCS. Это было замечательным открытием.

Новая концепция горелки

Rockwell обеспечила улавливание серы с синергетическим разрушением NO x на этапе сжигания. Катализ SCR и NH 3 не требуются для контроля NO x . Важно отметить, что последующие программы CCS продемонстрировали, что процесс управления CCS NO x надежно работает от первоначального запуска до работы с полной нагрузкой (рис. 5), обычно сообщая о 50 ppm, что соответствует строгому показателю менее 0.07 фунтов NO x /MMBtu скорость выбросов.

5. Эта диаграмма взята из проекта Low NO x /SO x Coal Applications Pilot (LNS-CAP), который продемонстрировал эффективность выбросов этой схемы гибридной газификации при -сернистые угли бассейнового типа. Он достиг SO 2 менее 0,2 фунта / MMBtu (около 100 частей на миллион), NO x менее 0.15 фунтов/млн БТЕ (около 110 частей на миллион), высокий КПД (потери при воспламенении менее 0,1%) и близкий к нулю SO 3 . Предоставлено: CastleLight Energy

Сушка угля для повышения эффективности EGU

Качество угля

Raw Powder River Basin (PRB) составляет около 8 560 БТЕ / фунт и включает около 30% воды. Эта влага, переносимая через печь, приводит к значительным потерям энергии скрытой теплоты воды. Однако с помощью простой стадии сушки угля качество PRB улучшается примерно на 25% до примерно 10 700 БТЕ / фунт, что приводит к повышению эффективности сгорания примерно на 3%, снижению расхода угля, снижению эксплуатационных расходов и снижению выбросов CO 2 .

Типичные большие (500 МВт) угольные ЭГУ потребляют около 10 000 тонн угля в сутки. Программы сушки угля, такие как сухое рафинирование, требуют времени (около 30 минут) для сушки угля, что приводит к очень большим инвестициям в оборудование, необходимым для обеспечения достаточного количества угля. Кроме того, высушенный уголь PRB нельзя хранить — это очень реактивное топливо, и в целях безопасности его следует использовать немедленно.

Обычные EGU с прямым нагревом используют угольные мельницы для измельчения угля до талькоподобного порошка, используя горячий (около 600°F) первичный воздух из воздухоподогревателя в качестве продувочного газа для подачи порошкообразного угля от мельницы к угольным горелкам на печь.Как уже отмечалось, в процессе газификации CCS используется очень мало воздуха для горения по сравнению с обычными угольными горелками, поэтому используется система непрямого сжигания угля, направляющая уголь из мельницы в небольшой рукавный фильтр для удаления продувочного газа и сбора пылевидного угля. в бункере.

Вместо того, чтобы использовать горячий первичный воздух для продувочного газа, CCS использует горячий (около 600F) инертный дымовой газ (содержание кислорода менее 10%), отбираемый из выхлопных газов EGU, что возможно, поскольку выхлопные газы CCS имеют почти нулевой SO 3 .По мере измельчения угля горячий продувочный газ испаряет поверхностную влагу угля (от примерно 30% до примерно 7%), безопасно высушивая частицы угля примерно за одну секунду (рис. 6).

6. Здесь показан процесс сушки угля CCS. В нем используются горячие инертные газы, отбираемые из выхлопных газов EGU, для снижения поверхностной влажности угля примерно с 30% до примерно 7%. Предоставлено: CastleLight Energy

Продувочный газ транспортирует пылевидный уголь и известняк из мельницы в небольшой рукавный фильтр (рис. 7), установленный на каждой угольной мельнице.В рукавном фильтре пылевидный уголь отделяется от влажного продувочного газа. Затем сухой пылевидный уголь собирается в бункере рукавного фильтра, дозируется и направляется напрямую к горелкам CCS в соответствии с требованиями, предъявляемыми к сжиганию EGU. Теперь холодный и влажный продувочный газ из рукавного фильтра перенаправляется вокруг печи к выхлопу EGU.

7. На этом изображении показан сепаратор воздуха для очистки угля, установленный на пилотной установке. Предоставлено: CastleLight Energy

CCS-SG — жизнеспособная технология

В коммунальной отрасли общепринято, что для достижения наилучших тепловых показателей по циклу Ренкина (БТЕ/кВтч) для EGU требуются сверхкритические, высокотемпературные паровые котлы высокого давления.Эти агрегаты лучше всего работают при полной нагрузке, имеют ограниченный динамический диапазон и требуют использования дорогих экзотических сталей, чтобы выдерживать высокие температуры. Кроме того, современная электрическая сеть требует EGU, способных быстро реагировать на нагрузки, соответствующие изменениям нагрузки от возобновляемой солнечной и ветровой генерации.

Однако предлагаемый CCS-SG представляет собой подкритическую конструкцию котла, характеризующуюся сверхкритическими показателями теплопроизводительности (более 42% эффективности, лучше, чем 8 100 БТЕ/кВтч). Эта конструкция может обеспечить широкое следование нагрузке — от работы в течение ночи с низкой нагрузкой примерно на 25 % от максимального непрерывного номинального значения (MCR) с возможностью наращивания примерно на 4 % MCR в минуту до работы со 100 % MCR.

Подкритическая установка CCS-SG рассчитана примерно на 350 МВт (эл.) и работает под давлением от 2400 до 2520 фунтов на кв. дюйм или настолько близко к этому давлению, насколько это возможно безопасно. CCS-SG включает один или два цикла промежуточного пара для турбины и эффективную систему подогрева питательной воды, например, всего восемь подогревателей питательной воды, один из которых является деаэратором. Природный газ, дополненный сжиганием угля, используется для запуска и прогрева примерно за пять часов.

CCS-SG представляет собой компактную печь-утилизатор/парогенерирующую секцию, которая включает несколько ступеней OFA.Имеется шесть угольных измельчителей и систем сушки угля производительностью 50 т/ч — по одной на каждый ГК и его горелки CCS. Рядом с подом печи расположены шесть GC CCS (по три расположены с каждой стороны печи), каждый GC направляет свои горячие газы в секцию печи, и каждый имеет четыре горелки CCS с направленным вниз пламенем и уносом потока, всего 24 CCS. горелки. Каждая горелка CCS рассчитана примерно на 150 MMBtu/ч.

Горячие газы из ГХ должны повернуться на 180 градусов, чтобы войти в печь. Каждый ГХ включает шлаковые экраны с водяным охлаждением, которые удаляют половину жидкой золы, которая затем сливается в резервуар водяного охлаждения под ГХ.Система мокрого звена транспортирует золу/шлак в мусорный контейнер для утилизации. Этот шлаковый продукт имеет коммерческую стоимость около 3 долларов США за тонну кровельного песка и подходит для пескоструйной обработки металла, поскольку не вызывает силикоза.

CCS-SG может сжигать полубитуминозный и лигнитный уголь PRB — угли с низким содержанием натрия — для соблюдения строгих правил EPA по качеству воздуха для новых угольных EGU, то есть выбросы SO 2 менее 0,13 фунта/MMBtu или около 66 частей на миллион и выбросы NO x менее 0.07 фунтов/млн ТЕ или около 50 частей на миллион. Рукавный фильтр требуется для контроля содержания твердых частиц летучей золы (менее 0,13 фунта/млн БТЕ).

Для оптимизации показателей эффективности EGU паротурбинный генератор и другое крупногабаритное вращающееся оборудование рассчитаны на высокоэффективную работу. CastleLight рекомендует использовать критерии проектирования, представленные в отчете под названием «Программа для электростанций, работающих на угле, для максимального достижения следующих целей: – КПД котла – Выработка электроэнергии (кВт) при заданном расходе топлива (БТЕ/ч), – Надежность и доступность, а также а также Оперативность», написанный Dr.Мелвин Гиберсон, президент TRI Transmission and Bearing Corp.

Путь коммерциализации CCS-SG

Как уже упоминалось, стоимость угольной электростанции включает в себя ДДГ и контроль выбросов загрязняющих веществ СКВ. Поскольку CCS-SG 21 века не требует этого оборудования, ожидается, что он сэкономит около 35% EGU по сравнению с традиционной технологией котлов.

Для коммерциализации CastleLight рекомендует сформировать группу инвесторов для приобретения угольной электростанции PRB (от 100 МВт до 200 МВт с действующим разрешением по Разделу V).Затем эта организация может реконструировать завод с помощью технологии CCS. В качестве программы сокращения выбросов CAAA выдает разрешения на строительство с отказом от Стандартов производительности новых источников (NSPS) и предотвращения значительного ухудшения состояния (PSD) без инициирования проверки новых источников (NSR). Таблица 3 показывает, что такой проект реинжиниринга CCS может сделать угольный EGU конкурентоспособным по сравнению с новой турбиной внутреннего сгорания, работающей на природном газе, в режиме комбинированного цикла с газом по цене 3,00 долл. США/MMBtu или выше.

Таблица 3.В этой таблице сравниваются нормированные затраты на электроэнергию (LCOE) проекта модернизации УХУ и новой электростанции с комбинированным циклом, работающей на природном газе.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.

2019 © Все права защищены.