Турбины для электрогенерации: Турбина для производства электроэнергии — Все промышленные производители

Промышленные паровые турбины | Kawasaki Heavy Industries

Промышленные паровые турбины Kawasaki отвечают задачам многих потребителей в производстве электроэнергии.
С 1956 года Kawasaki, используя свой многолетний и обширный опыт в турбостроении, выпустила уже 340 установок суммарной мощностью 4 800 МВт.

Особенности

• Оригинальные собственные технологии и производство
• Высокая надежность и достаточный опыт
• Высокая эффективность и рабочие характеристики
• Превосходное техническое обслуживание

Модельный ряд

1) Конденсационная паровая турбина

• В конденсаторе отработавший пар охлаждается и превращается в воду.
• Возможно дооборудование системой отбора пара (использует пар промежуточной супени паровой турбины).
• Соединение турбины с генератором осуществляется: для маломощных турбин — через редуктор, а для средних и мощных — напрямую.

2) Паровая турбина с противодавлением

• Отработавший пар может использоваться для технологических процессов и отопления на предприятии.
• Возможно дооборудование системой отора пара (использует пар промежуточной супени паровой турбины).
• Соединение турбины с генератором осуществляется: для маломощных турбин — через редуктор, а для средних и мощных — напрямую.

Применимые спецификации

• Параметры подводимого пара (Давление / Температура): 0,2 МПа изб. / Насыщ. ~ 14 МПа изб. / 570ºС
• Выходная мощность : ~150 МВт / установка

Промышленные паровые турбины Kawasaki могут, используя пар различных параметров, вырабатывать соответственно нуждам/ запросам клиента электричество и тепло.
Пожалуйста, не стесняйтесь, свяжитесь с нами.

Пример применения

Выработка электроэнергии в сетьЭлектро- и теплоснабжение бумажного производства Электро- и теплоснабжение металлургического производства

Ссылка

Контакты

Если вам нужна дополнительная информация о нашем бизнесе, пожалуйста, свяжитесь с нами.
Телефон. +81-3-3435-2267

Контакты

Роль турбины гидроэлектростанции в выработке электроэнергии

---

Тема: турбогенераторы

---

Использование турбин гидроэлектростанций

Человек давно научился использовать силу и мощь природы для получения благ цивилизации. Для получения электроэнергии издавна используется энергия воды, которая считается наиболее безопасным видом энергии с экологической точки зрения. Немалое значение в этом играет

турбина гидроэлектростанции, которая входит в единую систему агрегатов для выработки электроэнергии. По лопаткам лопастей турбины ударяют струи воды, которые заставляют вращаться внутренний вал этого агрегата. Турбина преобразует механическую энергию воды в механическую энергию вращения вала, которая уже в гидрогенераторе преобразуется в электроэнергию. Уже из генератора электроэнергия передается потребителям через подведенную энергосистему. На гидроэлектростанции может быть установлено несколько турбин, работающих в комплексе с генератором. Их количество зависит от роли электростанции в энергосистеме и мощности установленных агрегатов.

Факторы, влияющие на эффективность турбины

На эффективность турбины влияет немало факторов, при ее работе неизбежны потери энергии. При прохождении воды через турбину могут образовываться вихреобразования, сопровождающиеся вязким трением, что влияет на появление гидравлических потерь. Между стенками статора турбины и ее лопастями перетекает некоторый объем жидкости, что приводит к объемным потерям. Трение в подшипниках влияет на появление механических потерь. Все это влияет на уменьшение эффективности турбины и потери ее мощности. Поэтому КПД турбин на гидроэлектростанциях редко превышает 80%. Это одна из самых больших проблем работы таких станций. Современные производства проводят немало исследовательских работ, направленных на повышение эффективности турбин на гидроэлектростанциях.

На эффективность работы турбины очень сильно влияет охлаждение. Если в турбинах используется водородное охлаждение, то используется газоохладитель для охлаждения водорода. А, для охлаждения турбинного масла, циркулирующего в системах смазки подшипников и т.д. применяются маслоохладители различных серий мо, мб, мп, м в зависимости от поверхности охлаждения, расходов масла и воды. Как вспомогательное оборудование ставят так же воздухоохладитель представляющей собой теплообменник на оребренной трубке.

   

Перегрев турбины повышает ее КПД

Чтобы повысить КПД, на многих электростанциях применяется перегрев турбины и ограничение влажности пара. При перегреве пара в промежуточный перегреватель турбины отводится пар, который уже работал в ряде ступеней. Перегреватель использует тепло топлива, и после перегрева пара он снова возвращает его в турбину с повышенной температурой. В турбине возрастает теплопадение и работа пара, что влияет на уменьшение расхода пара, необходимого для работы турбины. После промежуточного перегрева пара значительно возрастает внутреннее КПД турбины, что повышает эффективность ее работы. Кроме того, использование промежуточного перегрева влияет на уменьшение расхода пара.

Использование промежуточного перегрева пара обеспечивает экономию топлива для работы электростанции практически на 7%. Но при таком методе работы турбины встает вопрос обеспечения защиты от перегрева деталей турбины. Для этого на последней ступени работы агрегата применяется охлаждение корпуса воздушным потоком с более низкой температурой. Для этого используется специальное устройство, позволяющее охлаждать внешний корпус турбины и закрепленные на нем элементы.

Запчасти к турбинам

Наш завод помимо теплообменников предлагает к изготовлению и поставке запчасти к паровой турбине и комплектующие турбин различных исполнений.

Новое оборудование нашего завода

1. мотор барабан мб4
   
2. подогреватель мазута пм
   

Дополнительно

Наш завод может выполнить обслуживание и ремонт силовых трансформаторов в плане поставке охладителей серии дц, мо и удцб.

Материал этой рубрики

Заказывайте теплообменники и запчасти на Уральском заводе теплообменного оборудования МеталлЭкспортПром!

Прохлада для турбин – Наука – Коммерсантъ

Летние температурные пики и соответствующие сложности в работе электростанций подталкивают энергетиков к разработкам технологий охлаждения оборудования и утилизации сбросового тепла. ЛУКОЙЛ первым из российских генерирующих компаний разработал технологию интеграции абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (АБХМ) в оборудование крупных электростанций и получил на нее три патента. Применение этой технологии не только позволяет компании заметно увеличить выработку электроэнергии и получить дополнительный доход, но и способствует снижению цен на электроэнергию в энергосистеме Юга России.

Наталья Семашко

Тепло и холод

Когда в России заговаривают о промышленных поставках холода, это звучит странно. В нашей стране всегда в первую очередь решали проблему обеспечения теплом, что привело к созданию в России наиболее протяженной и мощной системы централизованного теплоснабжения в мире, основанной на когенерации. Когенерация — наиболее эффективный способ утилизации топлива с одновременной выработкой на ТЭС электроэнергии и тепла: электроэнергия продается на оптовом рынке, а тепло поступает населению и местным промышленным потребителям.

Но есть страны, в которых более остро стоит проблема организации централизованного хладоснабжения — в первую очередь речь идет об Азиатско-Тихоокеанском регионе и Ближнем Востоке. Наиболее экономным и элегантным решением проблемы обеспечения холодом является интеграция охлаждающего оборудования непосредственно в когенерационный цикл, или тригенерация — одновременная выработка электроэнергии, тепла и холода на электростанции. Принцип прост: в холодный сезон, когда нужно отопление, нагрев осуществляется стандартно, а летом, когда необходим холод, теплоноситель направляется на специальную установку — абсорбционную холодильную машину, или абсорбционный чиллер.

По данным Verified Market Research, в 2019 году объем мирового рынка абсорбционных холодильных машин (как бромисто-литиевых, так и аммиачных) составлял $1,37 млрд. Основную долю мирового рынка занимают абсорбционные бромистолитиевые машины (АБХМ).

Отличительной особенностью абсорбционных чиллеров является использование для охлаждения не электрической, а тепловой энергии. Они обладают меньшей энергоемкостью и более низким уровнем шума по сравнению с парокомпрессионными холодильными машинами (на электричестве).

В таких чиллерах в качестве хладагента не используются хлорфторуглероды, наносящие вред озоновому слою, они относительно дешевы в эксплуатации и имеют длинный жизненный цикл. Помимо того что АБХМ легко интегрируются в контур когенерации, они ценны и тем, что позволяют утилизировать избыточное тепло промышленных установок, решая проблему перегрева. Они могут работать на широком спектре греющих источников: от горячей воды и пара до уходящих газов генераторных установок, технологических печей, свалочных газов, биогаза и так далее, не говоря уж о традиционном топливе.

Капризная жара

Для российской энергетики охлаждение оборудования представляет собой и проблему, и, при грамотном подходе, источник новых возможностей. Сегодня генерирующие компании недополучают прибыль из-за летних технологических ограничений по выработке электрической энергии. Проблема, в частности, в том, что при повышении температуры наружного воздуха снижается электрическая мощность газотурбинных установок (ГТУ).

От летних ограничений мощности страдают и паросиловые энергоблоки: повышается температура воды в системах охлаждения их основного и вспомогательного оборудования и, как следствие, ухудшается вакуум в конденсаторах паротурбинных установок (ПТУ).

Между тем именно летом на оптовом рынке электроэнергии складываются максимальные цены. Как показывает статистика «Системного оператора ЕЭС России», каждый год летние нагрузки прирастают на большую величину, чем межсезонные и зимние. И это подталкивает энергетиков к поиску решений проблемы.

Энергетики ЛУКОЙЛа в 2009 году предложили повысить эффективность охлаждающих систем ТЭС, применяя АБХМ. Дело в том, что в летний период на станции большое количество тепла уходит в атмосферу с отработанными газами и паром через станционные градирни. Так зачем терять это тепло?

Пристроить тепло к делу

В 2010 году ЛУКОЙЛ провел исследование возможности применения технологий тригенерации на электростанциях компании в ЮФО. Расчеты показали, что для этого наиболее перспективны АБХМ и тепловые насосы на их основе. Подобные установки можно задействовать для получения хладоносителя не только с целью его реализации сторонним потребителям, но и для производственных нужд электростанции. В отчете инжиниринговой компании указано, что с коммерческой точки зрения имеет смысл применять хладоноситель на турбогенераторах (ТГ), что позволит снять технологические ограничения, связанные с повышением температуры «холодного» водорода и, соответственно, металла ротора и обмоток статора ТГ, маслоохладителей турбин, силовых трансформаторов и газовых турбин для охлаждения циклового воздуха компрессора ГТУ.

Используя результаты исследования, ЛУКОЙЛ оформил международные патенты на три полезные модели. На их базе разработаны технические решения, которые позволяют встроить АБХМ в тепловые схемы как парогазовых, так и паросиловых энергоблоков.

В случае газотурбинных энергоблоков летние ограничения мощности обусловлены конструктивными особенностями ГТУ. При росте температуры воздуха, подаваемого в компрессор газовой турбины, уменьшаются его плотность и массовый расход. Как следствие, падают электрическая мощность и КПД ГТУ. Особенно этому эффекту подвержены турбины, разработанные на базе авиационных двигателей. У таких ГТУ при температурах воздуха 30–40°С мощность может снижаться на величину до 30%.

Стоимость дополнительной мощности, получаемой при внедрении предлагаемых технологий, в разы ниже расходов на строительство новых генерирующих мощностей

Фото: ПАО «Лукойл»

Специалисты ЛУКОЙЛа решили, что допускать подобные потери никак нельзя, и тогда в компании родились инновационные проекты по интеграции АБХМ в тепловые схемы парогазовой установки (ПГУ) и паросиловой ТЭЦ. Куратор этих проектов — начальник управления экспертизы и сопровождения энергетических проектов ЛУКОЙЛа Денис Догадин. «Когда мы проводили патентные исследования, мы удостоверились, что в странах, где работает ЛУКОЙЛ — России, Узбекистане, Румынии, Казахстане и других,— ничего подобного не применяется,— рассказывает господин Догадин. — Затем мы несколько лет на парогазовых установках отрабатывали оптимальные схемы охлаждения циклового воздуха. В итоге получены ощутимые экономические эффекты».

Крупномасштабное охлаждение

Специалисты ЛУКОЙЛа исследовали и внедрили на парогазовых установках в ЮФО разные технологии охлаждения газовых турбин. Так, в Краснодаре на ПГУ-410 используется испарительное охлаждение циклового воздуха, а в Астрахани и Буденновске смонтированы более дорогие системы на основе АБХМ. В общей сложности в 2018 году компании установили на южных ПГУ семь единиц охлаждающего оборудования, в результате чего прирост располагаемой электрической мощности в летний период составил 42,7 МВт. Годовой объем реализованной электроэнергии увеличился на 261,9 МВт•ч.

«Уникальность разработанных ЛУКОЙЛом решений — в том, что интеграция АБХМ выполнена на крупных электростанциях, а не на мини-ТЭЦ торговых центров или аэропортов, с учетом достаточно сложной технологической схемы крупной промышленной ТЭЦ»,— поясняет Денис Догадин. По его словам, подобные технологии пока не применяются на российских объектах сопоставимого масштаба, хотя интерес со стороны других генерирующих компаний есть.

Господин Догадин поясняет, что, с одной стороны, эффективность установки АБХМ на станции зависит от климата — чем жарче и длиннее лето, тем более востребована технология в части охлаждения. Однако это оборудование также может быть использовано в режиме теплового насоса, речь идет о возврате сбросного тепла в цикл станции, и в этом плане эффективность не так сильно зависит от региона.

Патенты были получены ЛУКОЙЛом в 2012 году, после чего компания приступила к реализации проектов на их основе. Как поясняет Денис Догадин, сначала, в 2015 году, охлаждающее оборудование было установлено на Астраханской ПГУ-110. По его словам, это был очень ответственный эксперимент, поскольку интеграция нового оборудования в крупный блок всегда несет серьезные риски. И лишь после удачной реализации этого проекта компания приступила к другим.

Сегодня на всех ПГУ ЛУКОЙЛа установлены охладители циклового воздуха, причем проекты по использованию АБХМ основаны на запатентованных компанией технических решениях. Опыт эксплуатации систем подтверждает расчетные эффекты. Дополнительную прибыль генерирующие предприятия ЛУКОЙЛа получают благодаря повышению КПД газовых турбин, а также использованию конденсата, образующегося в процессе охлаждения воздуха.

В качестве премии, которую трудно оценить количественно, получено повышение надежности работы газовых турбин за счет кондиционирования отсеков с наиболее критичными узлами и, как следствие, сокращения количества внеплановых остановов генерирующего оборудования.

Польза для энергосистемы

Решая собственные задачи по повышению эффективности электрогенерации, ЛУКОЙЛ заодно создает «подушку безопасности» для региональной энергосистемы.

Дело в том, что в условиях устойчивого роста летних пиковых нагрузок в ОЭС Юга из-за сезонных ограничений мощности ТЭС увеличивается вероятность возникновения летнего дефицита мощности (прежде всего эффективной). Для компенсации такого дефицита «Системный оператор» будет вынужден загружать дорогие и низкоэффективные электростанции, что ведет к повышению цен на электроэнергию. Кроме того, в будущем в ОЭС Юга потребуется построить дополнительные генерирующие мощности и/или электросетевые объекты.

Зимой, когда ТЭЦ обеспечивают отопление городов, их оборудование выводить в ремонт нельзя. Ремонты идут в теплое время года, что только обостряет проблему сезонных ограничений на остающемся в работе генерирующем оборудовании.

Стоимость дополнительной располагаемой мощности, получаемой при внедрении предлагаемых технологий, в разы ниже расходов на строительство новых генерирующих мощностей. Схемы применения АБХМ и испарительных охладителей для ГТУ уже опробованы и готовы к тиражированию. Их внедрение, без сомнений, положительно скажется на стоимости электроэнергии для конечного потребителя, который фактически оплачивает все вводы новой генерации и электросетевых объектов.

Поскольку энергетика — отрасль инерционная, целесообразно разработать механизм государственной поддержки, чтобы стимулировать генерирующие компании к применению представленных выше высокоэффективных технологий.

Снижение летних ограничений генерирующего оборудования позволит более эффективно использовать их установленную мощность и исключить практику, когда энергокомпании вынуждены проектировать и вводить в эксплуатацию дополнительные мощности, не востребованные в течение длительного периода непиковых нагрузок, что в конечном итоге ложится на плечи потребителей.

В качестве одной из мер стимулирования может быть рассмотрено установление нормативных ограничений на снижение мощности нового или реконструируемого генерирующего оборудования в летний период. Такое решение повысит спрос на генерирующее оборудование с меньшей чувствительностью к летним температурным пикам и к использованию холодильных машин.

Ветряные электростанции и отключение электричества в Техасе: есть ли связь?

18 февраля 2021

Автор фото, Getty Images

Аномальные холода и метель на юге США оставили миллионы людей без электричества. В Техасе энергосистема не выдержала резкого роста потребления, и в штате начались масштабные отключения электричества.

Перебои в энерго- и газоснабжении сохраняются до сих пор. Власти Техаса говорят о необходимости “сохранения баланса между снабжением и потреблением”, чтобы избежать дальнейших масштабных отключений электроэнергии.

Губернатор Техаса Грег Эбботт запретил экспорт природного газа до 21 февраля и назвал ситуацию с отключениями электроэнергии недопустимой. Он призвал расследовать действия техасской компании, отвечающей за местные энергосети, чтобы выяснить «причины всех ошибок, приведших к такому результату».

Республиканцы и некоторые СМИ связали отключение электричества с ростом доли ветряных электростанций в энергосистеме штата.

“Все работало прекрасно до того момента, пока не наступили холода, — утверждает политический обозреватель и ведущий телеканала Fox News Такер Карлсон. — Ветряные мельницы тут же вышли из строя как никчемные модные игрушки, и люди в Техасе начали умирать [от холода]”.

Что произошло на самом деле?

Сильный холод привел к перебоям в работе энергосистемы Техаса. Действительно, ветряные турбины остановились из-за мороза. Но из-за холодов перестало также работать и оборудование на газовых скважинах и АЭС.

Поскольку газ и другие невозобновляемые источники энергии являются основными для энергосистемы Техаса (в особенности в зимние месяцы), именно перебои в работе газовых станций и АЭС, а не ветряных электростанций, привели к масштабным отключениям электричества.

Автор фото, Getty Images

Поэтому, когда кто-то говорит, что из-за остановки ветряных турбин производство электроэнергии на ветряных электростанциях упало в два раза, то, как правило, забывает о том, что производство электроэнергии также в два раза упало на АЭС, на газовых электростанциях, а также станциях, работающих на угле и других невозобновляемых источниках энергии.

Ветроэнергетика активно развивается в Техасе на протяжении последних 15 лет. На ветряные электростанции приходится до 20% производимой в штате электроэнергии. Еще 10% производят АЭС, а остальные почти 70% приходится на ископаемые виды топлива.

По данным техасского Совета по обеспечению надежности электроснабжения (Ercot), из-за холодов производство электроэнергии на газовых, угольных электростанциях, а также на АЭС упало на 30 гигаватт. Тогда как выход из строя электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии, привел к падению производства электроэнергии на 15 гигаватт.

По данным совета, такое сокращение производство энергии привело к тому, что не был удовлетворен пиковый спрос на электроэнергию в 69 гигаватт. Рост потребления электроэнергии в холодные дни оказался выше, чем ожидалось.

Ведомство не рассчитывало на большой вклад ветряных электростанций в условиях экстремально холодной зимы: по данным совета, в морозные дни ветряные электростанции должны были произвести только 7% от необходимой штату электроэнергии.

Также не следует забывать, что холода привели к перебоям с водоснабжением. Из-за недостатка воды пришлось отключить один из реакторов АЭС в Южном Техасе.

“Нельзя винить в создавшейся ситуации какой-то один источник энергии”, — считает эксперт по электроснабжению Университета Техаса в Остине Джошуа Родс.

По его словам, обычно в случае нештатных ситуаций предполагается, что пиковое потребление будет продолжаться в течение нескольких часов. Сейчас же речь идет уже о нескольких днях.

Автор фото, Getty Images

Могут ли другие штаты помочь Техасу?

Техас — единственный штат в США с автономной системой электроснабжения. Обычно система энергоснабжения штата работает без перебоев. Кроме того, штат производит электроэнергии больше, чем необходимо для внутреннего потребления, и может экспортировать ее в другие штаты.

Однако в нештатных ситуациях (как, например, наступившие холода) Техас не может рассчитывать на помощь других штатов из-за автономной работы своей энергосистемы. Поэтому избежать отключения электричества при резком и значительном ухудшении погодных условий довольно сложно.

Введение в заблуждение

На фоне споров по поводу связи использования возобновляемых источников энергии и отключениями электричества в соцсетях появились вводящие в заблуждение публикации.

Например, на одном из фото, которым пользователи активно делятся в «Твиттере» и «Фейсбуке», изображен вертолет, с которого производится противообледенительная обработка ветряной турбины.

В подписи утверждается, что этот снимок сделан в Техасе. Фото в соцсетях сопровождается текстом, в котором экологичность ветряных электростанций ставится под сомнение: ведь для ее обслуживания задействован вертолет, работающий на ископаемом топливе, и он распыляет противообледенительную жидкость, которая производится с использованием ископаемого топлива.

Как выяснила Би-би-си, на самом деле эта фотография сделана в Швеции в 2016 году. Снимок был опубликован несколько лет назад шведской компанией Alpine Helicopter. По данным компании, на фотографии запечатлен вертолет, который очищает турбину от льда с помощью горячей воды.

Гидроэлектростанция в системе городского водопровода — Энергетика и промышленность России — № 20 (328) октябрь 2017 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 20 (328) октябрь 2017 года

Однако мысль таким образом получить энергию лишь несколько лет назад пришла южнокорейскому дизайнеру Райану Джон Ву Чою. Ее он представил на выставке промышленных проектов «International Design Excellence Awards». Его система «ES Pipe Waterwheel» – миниатюрная гидроэлектростанция, которая может быть установлена в любой квартире. Чой оснастил водопроводные трубы системой мини-турбин, очень простых в установке. Они могут быть вмонтированы по всей длине водопровода, существенно сокращая счета за электроэнергию.

По типу деривационных ГЭС

Но не только Чою пришла эта идея. Американские инженеры из компании Lucid Energy предложили установить в системе водопровода города Портленда штата Орегон мини-турбины, которые вращались бы за счет течения по трубам питьевой воды в местах естественного склона.

За основу был взят принцип работы деривационных гидроэлектростанций безнапорного типа, где поток воды за счет естественного уклона реки приводит в движение лопасти турбины и заставляет вращаться ее вал, соединенный с вырабатывающим электроэнергию генератором. Такие турбины и предложили установить в системе городского водопровода инженеры из Lucid Energy.

Главным достоинством технологии является полное отсутствие негативного воздействия на окружающую среду, а также невысокая себестоимость полученной электроэнергии. Разумеется, мощность одной установки невелика, учитывая диаметр трубы, однако несколько мини-ГЭС способны полностью взять на себя снабжение небольшого учреждения, а также снизить расходы на электроэнергию местных жителей.

Кроме того, размещение в водопроводе связки мини-агрегатов поспособствует снижению тарифной стоимости питьевой воды за счет уменьшения затрат на электроснабжение устройств по ее очистке. Вдобавок разработки оснащаются специальными датчиками для определения основных параметров воды на обозначенном участке, что должно упростить работу коммунальным службам. При этом вставки из специальных секций труб с размещенной в них турбиной лишь незначительно повлияют на скорость течения воды и не потребуют внесения корректировок в штатный режим функционирования всей системы городского водоснабжения.

Количество генерируемой установками Lucid Energy электроэнергии за счет монтажа секций с турбинами и генераторами полностью обеспечит электроэнергией порядка 250 домов.

Поскольку в трубах вода практически не прекращает движение, вырабатываться электроэнергия может круглосуточно, невзирая на неблагоприятные внешние погодные условия, которые влияют на работу солнечных батарей и ветроагрегатов. Размещать мини-ГЭС предлагается лишь на тех участках трубопровода, где для этого имеется подходящий наклон и вода движется под действием силы тяжести, а не прокачивается насосом. В противном случае эффективность установки окажется не столь высокой и финансово неоправданной.

Авторы идеи уверены, что перспективность внедрения их детища в таких штатах, как, например, Калифорния, где 20 % от общего количества потребленной электроэнергии приходится на работу системы центрального водоснабжения, бесспорно высока.

Простая альтернатива

Мини-гидроэлектростанции – вообще одно из лучших решений по вопросу альтернативных источников получения электричества. Их можно установить в загородном доме, на даче. Минус подобных сооружений в том, что их возведение возможно только в определенных условиях – необходимо наличие водяного потока. К тому же возведение данной конструкции у себя во дворе требует разрешения местных органов власти.

Принцип работы мини-гидроэлектростанции для дома достаточно прост. На турбину падает вода, заставляя вращаться лопасти. Они, в свою очередь, за счет крутящего момента или перепада давления приводят в движение гидропривод. От него передается полученная мощность на электрогенератор, который и вырабатывает электричество.

В настоящее время схема ГЭС чаще всего укомплектовывается системой управления. Это позволяет конструкции работать в автоматическом режиме. В случае необходимости (к примеру, аварии) имеется возможность перехода на ручное управление.

Для строительства ГЭС достаточно даже небольшого ручья, протекающего по участку.

Но, как видим, инженеры придумали электростанцию и в бытовом водоводе.

Кстати, мини-гидроэлектростанции можно установить даже в канализационной трубе. Но их строительство требует создания определенных условий. Помимо естественного уклона необходим подходящий диаметр трубы.

Виды мини-ГЭС

Мини-гидроэлектростанции чаще всего относятся к одному из следующих типов, которые различаются принципом работы: водяное колесо (традиционный тип, наиболее простой в исполнении), пропеллер (для потока шириной более десяти метров), гирлянда (для рек с несильным потоком; усиление скорости течения воды дают дополнительные сооружения, ротор Дарье (чаще – для промышленных предприятий). Преимущество этих вариантов в том, что они не требуют строительства плотины.

Водяное колесо – это классический вид ГЭС, который наиболее популярен для частного сектора. Мини-гидроэлектростанции данного типа представляют собой большое колесо, способное вращаться. Его лопасти опускаются в воду. Вся остальная часть конструкции находится над руслом, заставляя двигаться весь механизм. Мощность передается через гидропривод генератору, вырабатывающему ток.

Пропеллерная станция – на раме в вертикальном положении располагается ротор и подводный ветроагрегат, опускаемый под воду. Ветряк имеет лопасти, которые вращаются под воздействием потока воды. Лопасти приводятся в движение за счет возникающей подъемной силы, а не за счет давления воды. Направление движения лопастей перпендикулярно направлению течения потока. Этот процесс похож на работу ветровых электростанций, только работает под водой.

Гирляндная ГЭС – представляют собой трос, натянутый над руслом и закрепленный в опорном подшипнике. На нем в виде гирлянды навешены и жестко закреплены турбины небольшого размера и веса (гидровингроторы). Они состоят из двух полуцилиндров. За счет совмещения осей при опускании в воду в них создается крутящий момент. Это приводит к тому, что трос изгибается, натягивается и начинает вращаться. В данной ситуации трос можно сравнивать с валом, который служит для передачи мощности. Один из концов троса соединен с редуктором. На него и передается мощность от вращения троса и гидровингроторов. Недостаток данного вида – создаваемая им опасность для окружающих. Подобного рода станции допустимо использовать только в безлюдных местах.

Ротор Дарье – мини-гидроэлектростанция, названная в честь ее разработчика Жоржа Дарье, – представляет собой ротор, на котором находятся лопасти. Для каждой из лопастей в индивидуальном порядке подбираются нужные параметры. Ротор опускается под воду в вертикальном положении. Лопасти вращаются за счет перепада давления, возникающего под действием протекания по их поверхности воды. Этот процесс подобен подъемной силе, заставляющей самолеты взлетать. Здесь направление потока не имеет значения, но конструкция достаточно сложна для монтажа.
Построить водяную станцию для получения электроэнергии можно даже самостоятельно. Тем более что для частного дома количество необходимой энергии невелико.

Паровые турбины малой мощности для промышленности

В одном из предыдущих выпусков «Клуба ПИ» мы рассказывали о возможности использовать энергию пара для выработки электроэнергии для собственных нужд предприятия. Отклики и вопросы читателей показали, что решения с паровыми турбинами малой мощности наша российская промышленность скорее ассоциирует с «большим масштабом», когда речь идет о значительных расходах пара и перепаде давления. А потому область применения их искусственно ограничивается энергетикой и нефтепереработкой.

Между тем, во всем мире активными пользователями паровых турбин малой мощности являются именно предприятия с небольшой выработкой пара — такие, как пищевые производства, например. В силу сравнительно невысокого потребления электроэнергии, эти предприятия закупают ее не на оптовом рынке, а по существенно более высоким розничным тарифам. А потому при меньшем потенциале выработки электроэнергии экономия от собственной генерации здесь может быть ощутима даже больше, чем на НПЗ или ТЭЦ.

Совместно с нашим партнером, чешской компанией G-Team в этом году мы приведем несколько примеров того, как работают мини турбины в разных отраслях промышленности. И сегодня начнем с применения паровых турбин на сахарных заводах.

На производство 1 тонны сахара в среднем расходуются 191,1 кВт/ч электроэнергии и 1,564 Гкал тепловой энергии*. Общие затраты на энергию и топливо производителей сахара с учетом действующих тарифов на энергоносители составляют 35–40% от общих затрат на переработку свеклы.

Очевидно, что снижение этого показателя может стать эффективным инструментом в борьбе за низкую себестоимость продукта. Вопрос для предприятий отрасли крайне актуальный — последние несколько лет цена на сахар стабильно снижается ввиду кризиса перепроизводства и популярной тенденции к переходу на здоровое питание (эксперты Института конъюнктуры аграрного рынка (ИКАР) оценивают российское предложение сахара в 2018 году выше спроса на полмиллиона тонн)**. В этих условиях сохранить объемы реализации на внутреннем рынке или заместить их экспортными продажами смогут те, кто сможет найти внутренние резервы для сохранения прибыли в условиях снижения цены.

Рассмотрим, как с этой задачей поможет справиться система энергоэффективного редуцирования пара на турбинных установках.

Для небольших производств

Характеристики объекта:

• Общее электропотребление — 200 кВт/ч
• Расход пара — 4 тонны пара в час
• Давление пара на входе в РУ — 1,2 МПа
• Температура пара на входе в РУ – 350°C
• Давление, требуемое на производстве — 0,4 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 145 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

• Номинальное давление пара на входе — 1,2 МПа
• Номинальная температура пара на входе — 350°С
• Давление за турбиной — 0,4 МПа
• Расход пара через турбины — 4,0 тонны/час
• Частота вращения турбины — 29610 оборотов в минуту

Результат:

• Покрытие 75% потребностей предприятия в электроэнергии
• Возврат инвестиций через 18 месяцев

Для производств среднего масштаба

Характеристики объекта:

• Общее электропотребление — 2500 кВт/ч
• Расход пара — 33,1 тонн пара в час
• Давление пара на входе в РУ — 2,30 МПа
• Температура пара на входе в РУ — 350°C
• Давление, требуемое на производстве — 0,19 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 2500 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

• Номинальное давление пара на входе — 2,3 МПа
• Номинальная температура пара на входе — 350°С
• Давление за турбиной — 0,18 МПа
• Расход пара через турбины — 33,1 тонны/час
• Частота вращения турбины — 13 000 оборотов в минуту

Результат:

• Наиболее полное использование потенциала парогенерирующего оборудования на предприятии
• Покрытие 100% потребностей предприятия в электроэнергии
• Возврат инвестиций через 15 месяцев

Как видно из приведенных примеров, внедрение паровых турбин позволяет производителю сахара серьезно сократить энергозатраты, снизив таким образом себестоимость продукции. Причем сделать это можно без ущерба для качества продукции, критически важного для сохранения рыночных позиций в условиях жесткой конкуренции со стороны не только российских компаний, но и все более активных на нашем рынке иностранных производителей.

* По данным gks.ru
** Источник: https://fnance.rambler.ru/markets/40491576-
pochemu-mirovye-tseny-na-sahar-snizilis-do-minimuma-zaposlednie-tri-goda/

Великобритания перестает применять ископаемое топливо для электрогенерации

Соединенное королевство в пятницу прожило целый день, не используя электричество, произведенное работающими на угле электростанциями; такое произошло впервые с 1882 г. Об этом пишет Financial Times со ссылкой на данные оператора национальной электросети National Grid. По его информации, доля электричества, поступающая от угольных электростанций, упала до нуля около 23.00 в четверг и не восстановилась до полуночи пятницы. Такое уже случалось ранее на несколько часов, отмечает FT, но впервые с 1880-х гг., когда открылась первая электростанция с паровыми двигателями, страна целый день не использовала ископаемое топливо для электрогенерации.

«Первая страна, которая стала применять уголь для производства электричества, теперь стоит на пороге того, чтобы стать первой полностью отказавшейся от него крупной экономикой», – говорит Бен Колдекотт из Оксфордского университета (цитата по FT).

Ему вторит Корди О’Хара, директор системного оператора в National Grid: «Провести целый рабочий день без угля впервые с начала промышленной революции – это переломный момент, свидетельствующий о том, как меняется наша энергетическая система».

Доля угля в электрогенерации в стране сокращается уже давно. В марте 2016 г. закрылись две работавшие на нем крупные станции, в результате чего энергосистема Шотландии уже не использует уголь. Однако всего два года назад на него приходилось 23% произведенного в Соединенном королевстве электричества. Теперь эта доля сократилась до 9%.

По данным National Grid, днем в пятницу работающие на газе электростанции обеспечили 47% электрогенерации, АЭС и ветряные – по 18%, солнечные – около 10%, а 6% электричества было получено из биомассы.

Доля угля стала особенно быстро сокращаться в последние годы, поскольку предложенные ранее правительством субсидии способствовали развитию возобновляемой энергетики. Но затем на первый план вышли передовые технологии, обеспечившие падение себестоимости ветряной и солнечной энергии и повысившие эффективность ее хранения. В 2015 г. ветряная энергия в Великобритании стала самой дешевой для производства даже без учета госсубсидий. В тот момент на нее приходилось менее 8% электрогенерации в стране.

Великобритания старается развивать строительство ветряных электростанций в том числе на шельфе, тем более что компании теперь производят все более крупные и мощные турбины. Siemens и ряд других производителей разрабатывают турбины, которые будут вдвое мощней действующих, отмечает Bloomberg.

Всего три года назад энергия, генерируемая расположенными на морском шельфе ветряными станциями, была дороже ядерной и порой вдвое дороже той, что производили наземные ветряные станции. Однако на прошлой неделе немецкая Energie Baden-Wuerttemberg (EnBW) и датская Dong Energy заключили договоры с правительством Германии на установку в ее секторе Северного моря турбин, которые к 2025 г. будут поставлять электричество по рыночным ценам. Компании не получили госсубсидий на этот проект. «Dong и EnBW делают ставку на турбины, которые в 3-4 раза больше нынешних. Они сыграют критическую роль в снижении себестоимости энергии», – сказал Киган Крюгер, аналитик Bloomberg New Energy Finance. Новые турбины Dong, по его информации, смогут производить 13-15 МВт против 8 МВт у устройств, которые сейчас присутствуют на рынке.

Производство электроэнергии из возобновляемых источников продолжит быстро расти в мире, и это приведет прежде всего к снижению доли угля в электрогенерации, а также позволит газу как более чистому источнику энергии сохранить свои позиции, говорит Марк Шварц, руководитель аналитического подразделения S&P Global Platts.

Мицубиси Пауэр, Лтд. | Электростанции: Электростанции парогазового цикла с газовыми турбинами (GTCC)

• Эффективность производства электроэнергии мирового класса

  Как минимум 64% (LHV)

• Широкий выходной диапазон

  от 30 до 1280 МВт Класс

• Электростанции комбинированного цикла

  Сетевое оборудование для проверочных испытаний

• CO ₂ Выбросы по сравнению с выбросами от традиционных угольных электростанций

  Примерно на 50% ниже

Высокоэффективная энергия за счет выработки электроэнергии в комбинированном цикле

Газотурбинные электростанции с комбинированным циклом

(GTCC) используют ископаемое топливо для производства электроэнергии с максимальной чистотой и высочайшей эффективностью.

Установки, на которых используются современные газовые турбины Mitsubishi Power, имеют на 20% более высокий КПД выработки электроэнергии, чем традиционные угольные системы выработки тепловой энергии, и самый высокий в мире уровень КПД, превышающий 64%. Это позволяет сократить выбросы CO ² примерно на 50%.

Что такое GTCC?

---

В способе выработки электроэнергии, характеризующемся автономной работой газовой турбины, известном как простой или открытый цикл, выхлопные газы с температурой около 600 ℃ выбрасываются в атмосферу.

Производство электроэнергии в комбинированном цикле улучшает общий тепловой КПД установки за счет рекуперации этого высокотемпературного выхлопного газа. Многие электростанции с комбинированным циклом применяют цикл утилизации отходящего тепла, в котором выхлопной газ из газовой турбины направляется в котел-утилизатор тепла для выработки пара с использованием рекуперированного тепла для привода паровой турбины.

Цикл утилизации отходящего тепла

Наш GTCC Business

---

В 1984 году мы поставили электростанцию ​​комбинированного цикла для ТЭС Хигаси-Ниигата компании Tohoku Electric Power Co., Inc., чтобы достичь революционного теплового КПД более 44%, на то время самого высокого в мире. Они достигли гораздо большей энергоэффективности, чем обычные тепловые электростанции.

В 1999 г. была построена и поставлена ​​электростанция комбинированного цикла с газовой турбиной серии G для серии № 4 той же самой электростанции. Тепловой КПД установки превышал 50%. В 2018 году электростанция комбинированного цикла с газовой турбиной серии J достигла кумулятивного общего времени работы в 600000 часов в качестве коммерческой системы.Совокупное общее время работы более 600 000 часов является критерием надежности газовых турбин в электроэнергетике.

Как единственный производитель в Японии, занимающийся проектированием, производством, гражданским строительством, установкой, вводом в эксплуатацию и послепродажным обслуживанием с использованием собственных технологий, мы с гордостью имеем отличную репутацию.

Для зарубежных рынков мы экспортировали электростанции с комбинированным циклом примерно в 20 стран, главным образом в Юго-Восточной Азии, на Ближнем Востоке, в Европе, Северной Америке и Южной Америке.

Краткая история газовых турбин GE

Июль знаменует собой две важные вехи, которые заставили газовую генерацию стать доминирующей формой производства электроэнергии: коммерческая эксплуатация первой в мире промышленной газовой турбины в Невшателе, Швейцария, в 1939 году и коммерческая эксплуатация первой газовой турбины в в США для выработки электроэнергии использовалась установка General Electric (GE) мощностью 3,5 МВт на станции Белл-Айл в Оклахома-Сити в 1949 году.

Компания

GE, которая на сегодняшний день является крупнейшим производителем оригинального оборудования в области газовых турбин, с тех пор разработала и внедрила несколько поколений газовых и паровых турбин, генераторов, парогенераторов с рекуперацией тепла (HRSG), конденсаторов и другого оборудования для балансировки завода. .Вот как модельный ряд современных газовых турбин GE эволюционировал за последние 80 лет.

[Дополнительную информацию см. В этом эксклюзивном интервью с техническим директором GE Power Джоном Ламмасом: «Интервью POWER: что послужило толчком для технологического скачка в GE за последние 70 лет».]

1939 Первая в мире промышленная газовая турбина запущена в коммерческую эксплуатацию

Первая в мире промышленная газовая турбина, газовая турбина простого цикла мощностью 4 МВт, впервые заработала на полной мощности на муниципальной электростанции в Невшателе, Швейцария, 7 июля 1939 года.Турбина разработана Brown Boveri & Cie (BBC), компанией, которая была основана в 1891 году в Бадене, Швейцария, но в 1988 году объединилась с ASEA AB и образовала ABB (ASEA Brown Boveri), а затем продана как часть производства электроэнергии ABB. в 2000 г. компания GE приобрела энергетический бизнес Alstom в 2015 г.

Газовая турбина Невшателя вводится в промышленную эксплуатацию в качестве резервного агрегата с КПД 17,4%. Турбина вращается со скоростью 3000 об / мин, имеет температуру на входе в турбину (TIT) 550 ° C (1022 ° F) и вырабатывает 15 400 кВт, из которых 11400 кВт потребляет компрессор при температуре воздуха на входе 20 ° C (68 ° F).Используется в основном для резервных и пиковых нагрузок, он работает почти 70 лет.

1949 Первая в Америке газовая турбина для производства электроэнергии

Первая газовая турбина компании

GE, машина мощностью 3,5 МВт, которая установлена ​​в отдельном здании, примыкающем к паровой установке мощностью 51 МВт на станции Belle Isle, принадлежащей Oklahoma Gas and Electric Co. Ось газовой турбины расположена горизонтально. Как отмечает Американское общество инженеров-механиков (ASME), «хотя эта установка была рассчитана на 3500 кВт, она на самом деле значительно превышала эту мощность в эксплуатации.Он часто давал электрическую мощность в 5000 кВт, а с июля 1949 года по июль 1952 года средняя мощность составляла 4200 кВт ». Сообщается, что блок GE Frame 3 имел КПД около 17%. Примечательно, однако, что помимо выработки электроэнергии, ее выхлопной газ также использовался для нагрева питательной воды для традиционной паровой установки, что сделало ее первой в стране газовой турбиной, использованной в конфигурации «комбинированного цикла».

1951 Двухвальная производная

GE устанавливает три газотурбинные электростанции мощностью 5 МВт в Ратленде, штат Вермонт, на основе двухвальной производной рамы 3.Так называемые «киловаттные машины» включают сдвоенные промежуточные охладители и рекуператоры.

1953 Первая коммерческая газовая турбина с промежуточным теплообменником и повторным нагревом

Технологические прорывы в соотношении давлений в цикле, материалах и покрытиях, которые следуют за установкой в ​​Невшателе, позволяют BBC повышать температуру на входе турбины до 1200F, а в 1953 году компания запускает установку Beznau II мощностью 27 МВт, повышая тепловую эффективность двух -блок мощностью 40 МВт Безнау в Швейцарии до 30%.Инженеры BBC, разработавшие двухвальную турбину Безнау, выжали «каждый бит эффективности из цикла Брайтона с ограниченными отношениями давления в цикле и максимальными температурами цикла», — написал С. Кан Гюлен в своей книге «Газовые турбины для производства электроэнергии », выпущенной в феврале 2019 года. . «Конечным результатом была целая силовая установка вместо компактного двигателя на салазках».

1960 Первая коммерческая ПГУ

Вдохновленный открытием новых газовых месторождений в Нидерландах, NEWAG, австрийское предприятие энергоснабжения, вводит в эксплуатацию Korneuburg-A, парогазовую установку мощностью 75 МВт — одну из первых станций такого типа, построенных в Европе.Станция состоит из двух турбин BBC Type 12 мощностью 25 МВт, паровой турбины мощностью 25 МВт и котла-утилизатора с дожиганием. Несмотря на низкий КПД (около 32,5%), установка работала на базовой нагрузке с 1960 по 1975 год, в среднем 6000 часов в год, но вскоре ее эксплуатация становится неэкономичной, в основном из-за затрат на топливо и повышения эффективности угольных электростанций. который появился в Европе с 1965 года и с тех пор используется в основном для выполнения служебных обязанностей.

1967 Первые специализированные заводы комбинированного цикла GE

После Великого отключения электроэнергии на северо-востоке в ноябре 1965 года регулирующие органы предписывают коммунальным предприятиям увеличивать запасы системы за счет установки определенного процента небольших локализованных быстрозапускных энергоблоков с возможностью быстрого запуска.GE устанавливает FS3 мощностью 11 МВт в городе Оттава, Онтарио, и FS5 мощностью 21 МВт в Wolverine Electric Ottawa, также в Онтарио. FS3 уже был испытан на морских судах и локомотивах США, отметил Рональд Хант, инженер-консультант, работающий в Институте инженеров по дизельным и газовым турбинам (IDGTE), в своей книге «Развитие и история», выпущенной в апреле 2019 года. Газовая турбина для энергетики, промышленного и морского назначения .

1968 Первая турбина LM

Инженеры GE изменили конфигурацию турбореактивного двигателя J79, самолет, который впервые был запущен в 1955 году, в LM1500, турбину, предназначенную для промышленного и морского применения.Первая турбина LM1500 — это турбина мощностью 13,3 МВт, установленная на атомной станции Миллстоун в Коннектикуте.

1969 Более совершенные авиационные производные

Первый LM2500, созданный на основе летного двигателя CF6-6, установлен на грузовом корабле GTS Adm. Callaghan ВМС США. В турбине используется 16-ступенчатая компрессорная секция с входными направляющими лопатками и 6-ступенчатая регулируемая лопатка статора с выходом двухступенчатой ​​турбины высокого давления в 6-ступенчатую свободную силовую турбину.Первоначальная конструкция имела двухвальные лопасти HPT, номинальную мощность по ISO 17,9 МВт и тепловой КПД простого цикла 35,8%. Турбины LM2500 до сих пор широко используются. «По сей день ВМС США продолжают выбирать LM2500 для оснащения новейших надводных боевых кораблей в своем флоте», — сообщает GE.

1970 Рама 5 становится больше

Продажи одно- и двухвальной осевой турбины простого цикла Frame 5 остаются активными. В 1970 году на алюминиевом заводе в Бахрейне был задействован блок Frame 5 мощностью 24 МВт.Сегодня эта модель приобрела почтенный статус в мире газовых турбин благодаря своей репутации надежной рабочей лошадки. Как несколько лет назад Дэйв Люсьер, руководивший программой инженерных работ GE, отметил, что блок 5 с черным пуском в Саутгемптоне, штат Нью-Йорк, положил начало восстановлению электроснабжения на Лонг-Айленде и, в конечном итоге, в Нью-Йорке после Великого отключения электроэнергии на северо-востоке страны 9, 1965. «Будущее — ничто без прошлого», — заметил он.

1970 Появление рамы 7

Появляется MS7000, турбина Frame 7 (60 Гц), номинальная мощность 47.2 МВт с ТИТ 1650F. Вскоре после этого GE вместе с Alstom начинает разработку одновальной машины Frame 9 с частотой 50 Гц.

1970 BBC запускает серию GT

Чтобы конкурировать за долю на рынке газовых турбин после отключения электроэнергии и в ответ на стратегию GE по созданию более крупных газотурбинных установок, BBC разрабатывает семейства GT11 (60 Гц) и GT13 (50 Гц). Первая газовая турбина BBC GT11 зажигается на озере Рэйнбоу в Канаде в 1970 году. Она рассчитана на 32 МВт при 3600 об / мин.

1971 Первая турбина Е-класса

Первый E-класс (7E) дебютирует на заводе National Grid’s Shoreham Combustion Turbine в Великобритании.

1972 Первая 7B

GE представляет MS7001B, первую турбину класса B Frame 7 мощностью 51,8 МВт.

1975 Первая рама 9

Первая машина Frame 9B мощностью 80,7 МВт установлена ​​EDF недалеко от Парижа, в основном, для пиковых нагрузок.

1978 Первый 6B

Первая машина 6B установлена ​​на станции Глендайв, штат Монтана-Дакота, Utilities.По словам генерального директора GE Gas Power Скотта Стразика в сентябре 2018 года, турбина все еще находится в эксплуатации. Еще 1150 турбин 6B установлены по всему миру, питая энергетические объекты и промышленные применения в таких сегментах, как нефтехимия, разведка нефти и газа и производство цемента. GE отметила. С годами компания улучшила технологию. В 1981 году компания разработала технологию повышения температуры обжига, что привело к увеличению производительности на 15%. В 1991 году компания представила технологию сухого сжигания с низким содержанием NO _x , а в 2009 году она представила пакет для улучшения характеристик с использованием усовершенствованных материалов, покрытий, уплотнений и аэродинамики, заимствованных из линии F-класса.Чтобы отметить 40-ю годовщину установки, GE в 2018 году также представила решение по обновлению парка машин 6B в рамках усилий по продолжению инвестирования в свои «зрелые автопарки», чтобы поддерживать их конкурентоспособность.

1984 Сухой с низким содержанием NO _x Прорыв

Первая коммерческая эксплуатация разработанного BBC «обедненного» сухого предварительного смешения с низким содержанием NO _x (DLN) первого поколения начинается на модифицированной установке GT13D на заводе Lausward с комбинированным циклом мощностью 420 МВт в Дюссельдорфе, Германия.Как отмечает Дитрих Эккардт в своей книге « Gas Turbine Powerhouse », опубликованной в 2014 году, BBC представила концепцию в 1978 году, основываясь на теоретическом понимании того, что эффективное сжигание с низким содержанием NO _x требует отделения смеси топлива и воздуха от процесса горения и этого горения. сам по себе должен происходить в «скудных» условиях. Технология снизила выбросы NO _x установки до 32 частей на миллион (ppm). Хотя позже он был применен к семи агрегатам GT, он был «слишком сложным и склонным к ухудшению через некоторое время», поэтому BBC начала разработку второго поколения горелок с предварительным смешиванием обедненной смеси, сказал Эккардт.

1985 Когенерация Milestone

Две авиационные газовые турбины GE LM2500, паровая турбина и генератор, смонтированные в одновальной конфигурации, установлены в системе централизованного теплоснабжения, принадлежащей IJsselcentrale в Нидерландах. Конфигурация предназначена для компенсации высоких инвестиционных затрат на газовые турбины LM2500. GE отмечает, что этот проект также стал первым применением системы впрыска пара. Тесты производительности показывают эффективность при полной нагрузке 50%.

1987 Выпущен первый GT13E

Первый агрегат GT13E компании ABB (позже Alstom, а затем GE) — блок мощностью 147,9 МВт — успешно введен в эксплуатацию на предприятии Hemweg, принадлежащем голландской энергетической компании UNA и управляемом ею в Нидерландах. Еще 27 блоков этого типа были введены в эксплуатацию до того, как требования рынка подтолкнули компанию к разработке газовых турбин с более высоким КПД и выбросами NO _x ниже 25 ppm. В 1991 году он запускает GT13E2. В турбине используется одиночная камера сгорания SILO, установленная наверху.

1988 LM6000 Спущен на воду

GE расширяет парк LM за счет турбины LM6000, созданной на основе турбовентиляторного двигателя CF6-80C2 GE с большим байпасом. Двухвальная высокопроизводительная газовая турбина простого цикла имеет мощность до 36,6 МВт и КПД 41,9% в рейтинге ISO.

1990 Начало эры F-класса

Первая машина F-класса, 7F мощностью 147 МВт с TIT 2300F, начала работать в Virginia Electric & Power Co.(VEPCO) Chesterfield Power Station 6 июня 1990 года. Хотя прототип первоначально использовался для испытаний в простом цикле, прежде чем он был преобразован в комбинированный цикл в 1992 году, источники широко сообщают, что он имел КПД 45,2% и общую выходную мощность. 214 МВт в режиме комбинированного цикла (и 150 МВт и 34,5% в режиме простого цикла). По данным группы пользователей 7F, Chesterfield 7 ознаменовал начало золотой эры газотурбинных технологий (которая, по мнению некоторых отраслевых обозревателей, закончилась в 2015 году).Группа также отмечает, что машины F-класса с годами стали более сложными, чтобы соответствовать все более строгим экологическим нормам и целям владельцев по повышению эффективности и доступности / надежности.

GE отмечает, что технология F была первоначально разработана в 1980-х годах, когда она представляла собой «качественный скачок в рабочих температурах, технологии охлаждения и аэротермических характеристиках газовых турбин большой мощности». С тех пор, как GE представила MS7001F в 1987 году, дизайн которого был обусловлен «спросом на более эффективные установки с меньшими выбросами и более низкой стоимостью (на кВт / час)», технология была расширена и уменьшена, и сегодня она доступна в различных вариантах. от 51 МВт для 6F.01 простого цикла до более чем 1000 МВт для электростанции комбинированного цикла 3 × 1 7F.05. Семейство расширилось до 6F и 9F. По всему миру было установлено более 1500 машин F-класса с различными приложениями, от производства электроэнергии, комбинированного производства тепла и электроэнергии до механических приводов, в самых разных отраслях, таких как выплавка алюминия, нефтеперерабатывающие заводы и пищевая промышленность.

1991 Коммерческий сухой низкий NO _x Раствор

В то время как GE приступила к разработке и испытанию систем сжигания с низким содержанием NO _x (DLN) в 1970-х годах, в 1991 году она представила свои первые коммерческие системы сжигания DLN для газовых и газовых турбин большой мощности.В результате исследований было получено решение DLN-1 для турбин E-класса и решение DLN-2 для турбин F-класса; последнее также применялось к машинам класса EC и H. В 2015 году GE представила систему сгорания DLN2.6 + для новых и существующих газовых турбин 7F, а в мае 2018 года анонсировала «гибкое» решение для модернизации, которое сочетает в себе камеру сгорания DLN 2.6+ с технологией осевого каскадирования топлива. Ранее в этом году компания заявила, что завершила первую установку новой газовой электростанции, которая может снизить выбросы NO _x до 5 частей на миллион.

1992 Первый 9F

159-МВт 7F с 2350F TIT начинает работать на другом блоке Chesterfield (Chesterfield 8) в Вирджинии, а первый 9F начинает работать в режиме простого цикла на площадке EDF в северной части Парижа. GE совместно с Alstom разработала турбину мощностью 212 МВт.

1992 GT13E2

ABB представляет на рынке газовую турбину GT13E2 мощностью 166 МВт. По сравнению с GT13E, GT13E2 имеет более высокий TIT, равный 2012 F, и увеличивает передаточное число компрессора с 13.От 9: 1 до 15,0: 1. GE по-прежнему предлагает модель турбины сегодня. По его словам, GT13E2 2017 выдает 210 МВт при КПД простого цикла 38% и КПД комбинированного цикла более 55%.

1996 Силовая установка на колесах

GE представляет TM2500, переносное авиационное устройство, устанавливаемое на прицеп, — «силовую установку на колесах».

1997 F-Class Competition уступает GT24 / GT26

Компания

представила в 1987 году модель Frame 7F мощностью 150 МВт — первую модель F-класса — за ней в 1989 году последовала компания Westinghouse (в сотрудничестве с Mitsubishi) с моделью 501F, а затем в 1991 году компания Siemens с ее V94.3. Вот почему, отмечает Эккард, ABB «решила использовать стратегию« прыжка через лягушку », чтобы догнать своих конкурентов». Компания выпустила свой собственный GT24 (60 Гц) / GT26 (50 Гц) в декабре 1991 года. Прототип GT24 мощностью 165 МВт был установлен на электростанции Gilbert в Нью-Джерси в 1993 году. «Представленное как революционное решение, оно было самым лучшим. компактная модель, доступная на рынке, и единственная, в которой используется последовательное сгорание с особенно высокой степенью сжатия », — отмечает он. Он также имел КПД 56%, что на 2–3% больше, чем у его конкурентов.Модель GT26 была спущена на воду в 1997 году. Газовая электростанция Rocksavage мощностью 770 МВт в Великобритании — одна из первых, оснащенных газовыми турбинами GT26.

2003 Начало эры H-класса

GE представляет первую систему H-класса (H-System), 9H, турбину мощностью 480 МВт, 50 Гц, с температурой горения 2600F, на электростанции Баглан-Бэй в Уэльсе. 9H — одновальная установка с комбинированным циклом — достигает температуры обжига значительно выше 2600F. Но, как отмечает Гюлен в своей книге от февраля 2019 года, хотя H-System «имела безоговорочный успех с технологической точки зрения, это был коммерческий провал.«Монокристаллические компоненты тракта горячего газа с улучшенными термобарьерными покрытиями увеличивают стоимость и сложность из-за более длительных, чем обычно, простоев в обслуживании, — отмечает он. Всего было построено всего шесть электростанций с комбинированным циклом H-System, которые продолжают работать в коммерческих целях, и хотя одна из этих станций — Энергетический центр Inland Empire с частотой 60 Гц — достигла заметного тепловыделения и параметров выбросов NO _x , GE делает это. больше не предлагать H-System. Новейшие звезды линейки H-класса — это модели HA.

Однако запуск компанией

GE H-System обострил конкуренцию среди крупных производителей в области газовых турбин, которые удвоили усилия по повышению эффективности газовых турбин. В 2011 году компания Siemens преодолела барьер теплового КПД 60% с помощью своей газовой турбины 8000H в Иршинге, Германия, газовой турбины, которая номинально имела тот же TIT, что и H-System (2732F), но более низкую температуру горения. Тем временем Westinghouse в сотрудничестве с Mitsubishi Heavy Industries (MHI) разработала промежуточную температуру обжига G-класса — технологию, которая теперь предлагается Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS).MHI также отказался от развития технологии H и начал разработку J-класса, технология камеры сгорания которого основана на системе парового охлаждения, используемой в G-классе.

2005 Укореняется 6C

ПГУ мощностью 130 МВт с 2 корпусами 6C (6F.01) дебютирует в Турции. 6C, который теперь известен как 6F.01, был первоначально введен в эксплуатацию в 2003 году и имел мощность 42 МВт, а после проверки площадки был модернизирован до 46 МВт. GE заявляет, что эта модель является лидером в отрасли по эффективности когенерации и комбинированного цикла для газовых турбин с диапазоном мощности менее 100 МВт.«Его огромная энергия выхлопных газов позволяет производить большое количество пара для выработки электроэнергии или когенерации. Он обеспечивает КПД более 58% в схеме с комбинированным циклом 2 × 1 и КПД более 80% в режиме когенерации », — говорится в сообщении.

2009 Обновление Alstom MXL2

Alstom представляет усовершенствованную газовую турбину GT26 MXL2 на электростанции Кастехон в Испании. Обновление MXL позволяет владельцам GT26 получить выгоду от новой оптимизации компрессора, а также улучшений покрытия и охлаждения турбин высокого и низкого давления.Это также продлевает срок службы оборудования. Хотя концепция MXL начиналась как стандартная функция нового парка GT13E2, Alstom также установила первую модернизацию MXL2 для своей газовой турбины GT13E2 на электростанции South Humber Bank в Великобритании в 2012 году.

GE сегодня предлагает модернизацию MXL2 в своих турбинах GT13E2, которые она приобрела у Alstom в 2015 году. Однако в рамках приобретения Alstom GE согласилась с Европейской комиссией продать часть портфеля газовых турбин Alstom для сохранения конкурентоспособности.Продажа включала в себя, в основном, технологию газовых турбин Alstom GT26 и J-класса GT36, а также некоторые контракты на обслуживание GT26, которые были проданы Ansaldo Energia. Тем не менее, GE сохранила все контракты на обслуживание GT24. Сегодня Ansaldo предлагает обновление MXL2 для GT26, а GE объединила это обновление в новом предложении, GT26 HE, которое было выпущено в 2019 году. Сегодня Ansaldo предлагает обновление MXL2 для GT26, а GE объединила это обновление в новом предложении. , GT26 HE, выпущенный в 2019 году.

2014 GE запускает линию HA

Отмечая новую важную веху, GE представляет две новые турбины H-класса с воздушным охлаждением, 9HA (50 Гц) и 7HA (60 Гц), которые разработаны с помощью достижений в области материалов, аэродинамики и передового производства. В турбинах также реализованы преимущества новой цифровой эры, когда интегрированное программное обеспечение и аналитика повышают производительность и эффективность. GE говорит о турбинах, которые варьируются от 290 МВт (7HA.01) до 571 МВт (9HA.01.02), побьет рекорды по эффективности.

2015 GE приобретает энергетический бизнес Alstom

После одобрения регулирующими органами транзакции на сумму 10,6 млрд долларов в более чем 20 странах и регионах в ноябре 2015 года завершено приобретение GE энергетической деятельности Alstom.

Сделка — самая крупная сделка GE за всю историю. Джефф Иммельт, который в то время был генеральным директором GE, сказал, что приобретение GE дополнительных технологий Alstom, глобальных возможностей, установленной базы и таланта принесло немедленную выгоду для клиентов, в том числе для текущих проектов с использованием газовых турбин GE 7HA, HRSG и паровых турбин Alstom.Это также благо для ряда предлагаемых проектов. Однако в ноябре 2017 года другой бывший генеральный директор GE, Джон Фланнери, заявил, что показатели Alstom «явно ниже наших ожиданий». GE купила французскую компанию по четырем причинам: установленная база; широкая продуктовая линейка на островах пара и мощности, которые GE ожидала, что она сможет продавать друг друга; синергия между операциями, затратами и доходами; и талант персонала Alstom, который в конечном итоге окупился. Но GE пострадал из-за того, что «рынок явно ниже того, что мы обеспечивали в этом бизнесе», — сказал Фланнери.

2016 Развернут первый HA

Первый 9HA.01 мощностью 397 МВт с КПД 62,22% развернут на заводе EDF в Бушане во Франции. Проект — это завод POWER Top в 2017 году.

2017 LM9000 Спущен на воду

По мере того, как рыночный спрос на авиационные двигатели растет, чтобы помочь сбалансировать растущую долю возобновляемых источников энергии, GE представляет LM9000, силовую установку мощностью от 67 до 75 МВт, созданную на основе авиационного двигателя GE-90, который установлен на Boeing 777.

2017 Перезапуск 6F.01 для распределенного рынка

Чтобы получить некоторое влияние на растущем рынке распределенной энергии, GE перезапускает турбину 6F.01, оснащая ее передовыми материалами и технологиями, заимствованными у газовых турбин GE H- и F-классов. Перезапущенная модель сначала устанавливается на газораспределенном энергетическом проекте Хуанэн Гуйлинь. 6F.01 мощностью 50 МВт на этом проекте может похвастаться КПД комбинированного цикла 57% и коэффициентом использования топлива 81,15%.

2017 7HA.02 Этап развертывания

На проектах

Exelon’s Wolf Hollow и Colorado Bend в Техасе впервые была представлена ​​турбина 7HA.02. Обе станции сконфигурированы как многовальные 2 × 1 с общей мощностью более 1000 МВт на каждой площадке.

2017 Начало эксплуатации первых турбин 7HA.01

GE и Toshiba совместно устанавливают шесть газовых турбин 7HA.01 и две паровые турбины на тепловой электростанции Nishi Nagoya компании Chubu Electric Co. в префектуре Аити, Япония.Первый блок из трех блоков был запущен в промышленную эксплуатацию в сентябре 2017 года. Блок 1 достиг уровня общей эффективности комбинированного цикла 63,08%, что является еще одним мировым рекордом по самой высокой общей эффективности. Второй блок из трех блоков был введен в промышленную эксплуатацию в конце марта 2018 года. В 2018 году проект был построен на заводе POWER Top.

2018 Двухтопливный HA

В июне 2018 года PSEG Power, дочерняя компания PSEG, начинает коммерческую эксплуатацию своей электростанции комбинированного цикла Sewaren 7 в Нью-Джерси.Блок мощностью 540 МВт, 7HA.02, является первой в мире двухтопливной турбиной H-класса. Установка предназначена для работы на двух видах топлива, включая природный газ и мазут со сверхнизким содержанием серы (ULSD). Возможность использования двух видов топлива позволяет использовать ULSD в случае перебоев в поставках природного газа, повышая надежность и надежность установки.

2019 Первая поставка 9HA.02

Самая большая турбина высокой мощности

GE на сегодняшний день — турбина 9HA.02 мощностью 571 МВт — отправлена ​​компании Southern Power Generation Sdn Bhd (SPG) для ее новой электростанции Track 4A, парогазовой электростанции мощностью 1440 МВт в Пасир-Гуданге, Джохор, Малайзия.Он будет состоять из двух генераторных блоков, каждый из которых оборудован газовой турбиной 9HA.02, генератором и ПГРТ производства GE.

2019 GT26 HE Запущен на рынок

GE представляет модернизированную модель GT26 High Efficiency (HE), сочетающую технологии GE и Alstom, для обеспечения широкого распространения возобновляемых источников энергии. Uniper установит турбину на электростанции Энфилд в Великобритании в 2020 году. «Если вы думаете об обновлениях, которые мы делали в прошлом, они были, как я бы сказал, частичными, либо AGP на пути горячего газа. [усовершенствованный газовый тракт], о котором вы, возможно, знаете, камера сгорания или компрессор.С HE — высокоэффективным обновлением — мы фактически задействуем каждый модуль. Мы изучаем турбину низкого давления, компрессор и камеру сгорания », — сказал в марте POWER Амит Кулкарни, генеральный менеджер подразделения продуктовой линейки класса F / H в GE Power Service. «Итак, это наиболее совершенное обновление для этой модели, в котором сочетаются технологии как F, так и наших устройств класса HA. Он также сочетает в себе технологии и опыт как GE, так и Alstom ».

2019 7HA.03 Открыт

GE представляет 7HA.03, новейшую модель в своей линейке высокоэффективных газовых турбин с воздушным охлаждением (HA), запущенной в 2014 году. Компания также объявляет, что центр чистой энергии Dania Beach компании Florida Power and Light (FPL) будет первым, кто продемонстрирует две из «самых больших, наиболее эффективных и гибких газовых турбин в мире» для рынка 60 Гц, когда они начнут коммерческую эксплуатацию в 2022 г. 7HA.03 будет иметь чистую мощность за один цикл 430 МВт — значительный прирост по сравнению с его предшественником, 7HA.02, мощностью 384 МВт, и газовой турбиной первого поколения класса HA, 7HA.01, мощностью 290 МВт. В комбинированном цикле установка 1 × 1 7HA.03 могла предложить 640 МВт, а в 2 × 1 — 1282 МВт. Поскольку он объединяет последние достижения в производственных технологиях и использует усовершенствованные технологии предыдущих моделей, 7HA.03 будет иметь чистый КПД в комбинированном цикле 63,9%, что на 0,4% больше, чем у его предшественника, 7HA.02, GE. сказал.

2021 Первый 9HA.02 Начало коммерческой эксплуатации турбин

GE начинает коммерческую эксплуатацию первых двух турбин 9HA.02 — одной из крупнейших газовых моделей в мире — на электростанции Track 4A мощностью 1,4 ГВт на юге Малайзии. Проект успешно сдан в эксплуатацию, несмотря на задержки, вызванные смертельной пандемией COVID-19. Двигатель 9HA.02 мощностью 575 МВт в условиях ISO повышает чистую эффективность «выше 64% эффективности комбинированного цикла» и стимулирует усилия GE по достижению 65% к началу 2020-х годов.9HA.02 также объединяет достижения в аддитивном производстве и прорыве в области сжигания в своих 16 камерах сгорания, некоторые из которых ранее были продемонстрированы в 7HA.01 и 7HA.02, например, в камере сгорания DLN (сухой низкий уровень NO _x ) 2.6e с осевым каскадом подачи топлива. (AFS), что позволяет снизить выбросы оксидов азота с улучшенным диапазоном изменения. Тем не менее, 9HA.02 уникально включает в себя эволюционное усовершенствование топливных форсунок для предварительного смешивания, технологию, разработанную GE в сотрудничестве с Министерством энергетики США для «постепенного повышения производительности, выбросов и топливной гибкости», — заявила GE . МОЩНОСТЬ .Дорожка 4A признана заводом года POWER в 2021 году.

—Sonal Patel — старший младший редактор POWER. (@POWERmagazine, @sonalcpatel)

Примечание редактора: эта статья будет обновлена, чтобы отразить новые вехи.

Надежные и экономичные технологии производства тепловой энергии ： Системы и решения ： Тепловая энергия

Мы опережаем свое время с 1927 года, как производитель оборудования для выработки тепловой энергии, и предлагаем множество решений нашим клиентам по всему миру.Мы всегда будем стремиться преодолеть такие ограничения в современных технологиях, как технология большой емкости / уменьшенного размера, высокоэффективная и сверхкритическая технология давления, и предоставить высочайший уровень качества и надежности продукции и услуг по всему миру.

Стандартная система выработки электроэнергии Toshiba, поддерживающая стабильное энергоснабжение по всему миру

Toshiba поддерживает стабильное энергоснабжение, предоставляя множество высоконадежных, высокоэффективных и экологически чистых систем с технологиями мирового класса в Японии и других странах.Toshiba предлагает комплексное обслуживание систем тепловых электростанций от НИОКР до проектирования, производства, продажи, установки и обслуживания, что приводит к снижению затрат на оборудование и техническое обслуживание. Помимо вышеперечисленного, у нас есть стратегическое сотрудничество с ведущими мировыми компаниями для повышения нашей конкурентоспособности и технологических возможностей.

Выработка тепловой энергии для стабильного электроснабжения в ответ на переменное энергопотребление

Тепловые энергетические системы вырабатывают электроэнергию за счет вращения турбин и генераторов с водяным паром, нагретым за счет сжигания ископаемых видов топлива, таких как уголь, нефть и природный газ, в котлах.Выработка тепловой энергии играет важную роль в обеспечении стабильного энергоснабжения, поскольку она может контролировать выработку электроэнергии, управляя тепловой энергией в зависимости от потребления энергии, которое меняется в зависимости от сезона или времени суток.

Основные типы систем тепловой энергетики

Обычное производство тепловой энергии с использованием различных видов топлива

Обычная система выработки тепловой энергии вырабатывает электричество за счет вращения паровых турбин и генераторов с водяным паром, нагретым в котлах, в которых сжигается ископаемое топливо (включая уголь, нефть и природный газ).По сравнению с производством электроэнергии с комбинированным циклом, обычное производство тепловой энергии может использовать более широкий спектр видов топлива, от недорогого угля до чистого природного газа.

Производство электроэнергии с комбинированным циклом ― экологически безопасное решение, способное удовлетворить потребности в электроэнергии

Система выработки электроэнергии с комбинированным циклом вырабатывает энергию путем объединения двух или более систем выработки. В настоящее время основным типом является объединение паровых турбин с газовыми турбинами, а также использование отработанного тепла, выходящего из газовых турбин.Эта комбинация двух циклов выработки электроэнергии увеличивает эффективность установки, что приводит к созданию экологически чистой системы с низким расходом топлива и низкими выбросами CO ₂ . По сравнению с традиционным производством тепловой энергии, системы производства электроэнергии с комбинированным циклом могут быстро начать немедленное реагирование на спрос на электроэнергию.

Производство электроэнергии Toshiba с комбинированным циклом для достижения наивысшего в мире уровня эффективности

Системы парогазовых электростанций Toshiba достигают наивысшего в мире уровня теплового КПД за счет сочетания высокоэффективных газовых турбин класса 1600 ° C с высокоэффективными паровыми турбинами и генераторами и оборудованием противовыбросового оборудования.

Основное оборудование для выработки тепловой энергии для обеспечения надежности и экономии

Паровая турбина

Паровая турбина — это основная машина в системе выработки электроэнергии, предназначенная для эффективного преобразования тепловой энергии пара в механическую энергию (энергию вращения). Toshiba продвигает разработку систем с большей производительностью и меньшими размерами, в которых используется самая современная в мире длинная лопасть последней ступени, в то же время стремясь к дальнейшему повышению температуры пара для достижения ранней коммерциализации высокопроизводительной системы выработки электроэнергии сверхкритического давления класса 700 ° C.

Турбинный генератор

Турбинный генератор — это машина для преобразования механической энергии (энергии вращения) турбины в электрическую.
Toshiba поставляет турбогенераторы различной мощности, от малых до больших, путем постоянного технического развития для удовлетворения социальных потребностей. Toshiba, в частности, расширила применение генераторов с непрямым водородным охлаждением, повысив эффективность и надежность.Кроме того, Toshiba работает над улучшением работоспособности турбогенераторов, чтобы они отвечали требованиям повседневной работы сети.

Информационно-управляющая система

Система информации и управления обеспечивает стабильную и эффективную работу на электростанциях, надежную реакцию на сложные схемы работы и простоту обслуживания станции.Система информации и управления Toshiba предоставляет комплексные решения как единую систему, включая не только систему контроля и управления котлами и турбинами, но и услуги, связанные с эксплуатацией / техническим обслуживанием тепловых электростанций.

Турбогенераторные установки | Hydro-Qubec

Роль турбины — преобразовывать энергию воды, пара или ветра в механическую энергию, которая заставляет генератор вращаться.Генератор преобразует механическую энергию в электричество. На гидроэлектростанциях такая комбинация генератора и турбины называется генераторной установкой.

Движущаяся вода заставляет турбину вращаться

В этой генераторной установке вода устремляется через напорный шток в корпус свитка. Он поворачивает лопасти турбины и затем притягивается к оси турбины, чтобы выйти через находящуюся под ней вытяжную трубу. Механическая энергия, создаваемая огромной силой, которую поток воды оказывает на турбину, передается генератору, который затем преобразует ее в электрическую энергию.

Генератор, приводимый в действие турбиной, вырабатывает переменный ток

Генератор соединен с приводным валом турбины. Он имеет подвижную часть — ротор и неподвижную часть — статор. Наружная поверхность ротора покрыта электромагнитами. Внутренняя поверхность статора или стенка цилиндра состоит из медных обмоток. Когда ротор вращается внутри статора, электроны в медных обмотках «вибрируют». Их движение генерирует электрический ток, подобный тому, который был создан Майклом Фарадеем в его эксперименте 1831 года по электромагнитной индукции, но в гораздо большем масштабе.

Установка турбины Каплана

Турбины имеют постоянную скорость вращения

Все энергоблоки в энергосистеме должны быть синхронизированы. Другими словами, важно, чтобы они поддерживали точную скорость вращения. Почему? Для обеспечения надлежащего качества электроэнергии. Оборудование, работающее на электричестве, предназначено для использования переменного тока определенной частоты. Эта частота зависит от скорости вращения генераторной установки, т. Е. От того, сколько раз в секунду магниты ротора проходят мимо обмоток статора.Эта частота выражается в циклах в секунду или герцах (Гц), названных в честь немецкого физика Генриха Герца, доказавшего существование радиоволн.

В Северной Америке стандартный цикл переменного тока составляет 60 раз в секунду, а в Европе — 50 раз в секунду. Это означает, что часы, рассчитанные на работу с частотой 60 Гц, будут медленнее при подключении к европейской розетке.

Роторы электростанции Ла Гранд-3
На «Ла Гранд-3» на роторах установлено 32 пары электромагнитов.Поэтому для подачи переменного тока частотой 60 Гц они должны вращаться со скоростью 112,5 об / мин.

Вот формула, которую использовали инженеры:

32 пары электромагнитов x 112,5 об / мин
=
3600 об / мин или 60 оборотов в секунду (60 Гц).

Майкл Фарадей, британский физик и химик, открыл явление индукции.
Ученый первым создал электрический ток, перемещая магнит вперед и назад внутри металлической обмотки.Инновационные принципы открытия Фарадея быстро внедряются и используются для удовлетворения производственных потребностей индустриальной эпохи. На этих принципах был создан первый электрогенератор, предшественник сегодняшних энергоблоков. Эксперименты Фарадея привели к изобретению другими исследователями первого электродвигателя и первого трансформатора (необходимого для передачи электричества).

Электростанция — Энергетическое образование

Электростанция — это промышленный объект, который вырабатывает электроэнергию из первичной энергии.Большинство электростанций используют один или несколько генераторов, которые преобразуют механическую энергию в электрическую энергию ^[1] , чтобы подавать электроэнергию в электрическую сеть для электрических нужд общества. Исключение составляют солнечные электростанции, в которых для выработки электроэнергии используются фотоэлементы (вместо турбины).

Типы первичного топлива или потока первичной энергии, которые обеспечивают электростанцию ​​ее первичной энергией, различаются. Наиболее распространенными видами топлива являются уголь, природный газ и уран (ядерная энергия).В основном используемая первичная энергия потока для производства электроэнергии — это гидроэлектроэнергия (вода). Другие потоки, которые используются для выработки электроэнергии, включают ветровые, солнечные, геотермальные и приливные.

В разных странах электричество получают от электростанций разных типов. Например, в Канаде большая часть электроэнергии вырабатывается гидроэлектростанциями, на долю которых приходится около 60% всей электроэнергии, вырабатываемой в Канаде. ^[5] Просмотрите визуализацию данных ниже, чтобы узнать, как страны по всему миру получают электроэнергию.

Типы электростанций

Тепловой

Большинство тепловых электростанций используют топливо для нагрева воды из резервуара, который генерирует пар (обычно под высоким давлением). Затем пар под высоким давлением проходит по трубам, чтобы вращать лопасти турбины, похожие на вентилятор (дополнительную информацию см. В цикле Ренкина). Когда турбина начинает вращаться, она заставляет вращаться гигантские проволочные катушки внутри генератора. Это создает относительное (непрерывное) движение между катушкой с проволокой и магнитом, которое толкает электроны и запускает электрический ток. ^[9]

Рисунок 2. Атомная электростанция с кипящей водой. ^[10]

Все тепловые электростанции ограничены вторым законом термодинамики, что означает, что они не могут преобразовать всю свою тепловую энергию в электричество. Это ограничивает их эффективность, о чем можно прочитать на страницах эффективности и энтропии Карно.

Возобновляемый

Электростанции, работающие на возобновляемых источниках энергии, получают энергию непосредственно из своих соответствующих потоков для производства электроэнергии.Эти первичные источники энергии со временем восполняются, но их количество ограничено по количеству энергии, доступной в любой момент времени и в любом месте. Поэтому они часто бывают прерывистыми и неуправляемыми. ^[9]

• Гидроэлектростанции используют энергию падающей воды в реках и водохранилищах для вращения генератора и выработки электроэнергии. Этот источник энергии имеет тенденцию быть более надежным (управляемым), чем другие возобновляемые ресурсы, особенно когда объект выходит из резервуара. ^[11]

Транспортировка электроэнергии

Когда электричество генерируется, трансформаторы «повышают» электрическую мощность до более высокого напряжения, чтобы преодолевать большие расстояния с минимальными потерями энергии. Затем он проходит через «пилоны» по воздушным силовым кабелям к месту назначения, где трансформаторы впоследствии «понижают» электрическую мощность до безопасного напряжения для домов и коммунальных служб. Для более полной истории см. Электрическая передача.

Мировое производство электроэнергии

На карте ниже показано, из каких первичных источников энергии разные страны получают энергию для выработки электроэнергии.Нажмите на регион, чтобы увеличить группу стран, затем нажмите на страну, чтобы увидеть, откуда поступает электричество.

Для дальнейшего чтения

Список литературы

1. ↑ А. Аткинс и М. Эскудье, Словарь машиностроения. Оксфорд: Издательство Оксфордского университета, 2013 г.
2. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/b/bb/Gundremmingen_Nuclear_Power_Plant.jpg
3. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: https: // upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/4/4d/Fermi_NPP.jpg
4. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/8/8b/GreenMountainWindFarm_Fluvanna_2004.jpg
5. ↑ Канадская электроэнергетическая ассоциация. (4 апреля 2015 г.). Электроэнергетическая промышленность Канады [Интернет]. Доступно: http://www.electricity.ca/media/Electricity101/Electricity101.pdf
6. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/a/ab/ThreeGorgesDam-China2009.jpg
7. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/c/cb/Lake_Side_Power_Plant.jpg
8. ↑ Wikimedia Commons [Online], доступно: https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/4/45/Giant_photovoltaic_array.jpg
9. ↑ ^{9,0 9,1} Entergy. (4 апреля 2015 г.). Электростанции [Онлайн]. Доступно: http://www.entergy.com/energy_education/power_plants.aspx
10. ↑ http://www.nrc.gov/reading-rm/basic-ref/students/animated-bwr.html
11. ↑ First Hydro Company, Dinorwig Power Station [Online], Доступно: http://www.fhc.co.uk/dinorwig.htm

Турбины, работающие исключительно на водороде, в трубопроводе

Водородно-газовая турбина.

Глобальное обязательство сократить выбросы парниковых газов и сократить, если не обратить вспять, глобальное потепление привело к необходимости декарбонизации экономики. Необходимы доступные и эффективные альтернативы ископаемому топливу.

Давний кандидат в качестве экологически чистого топлива будущего, водород может быть получен из воды, используя электричество, генерируемое солнечными или ветровыми электростанциями. Эти возобновляемые источники меняются в зависимости от погоды, но водород может обеспечить стабильность, поскольку его можно хранить и повторно преобразовывать в электричество по запросу без выбросов углерода. Однако переход к водородной экономике сталкивается со многими проблемами, поскольку водород необходимо хранить, транспортировать и использовать экономично и безопасно.

Переход на водородные турбины

Компания Mitsubishi Power, входящая в состав Mitsubishi Heavy Industries Group, начала производство газовых турбин в 1960-х годах.В 1990-е годы растущая потребность в энергетической безопасности для снижения зависимости Японии от импорта ископаемого топлива стимулировала исследования в области водорода. С 2010 года декарбонизация стала ключевым фактором, и безотлагательность изменения климата ускорила развитие. «Как и у многих, мой дом находится всего в двух метрах над уровнем моря, и я все больше боюсь, что он затонет из-за глобального потепления», — говорит Сатоши Танимура, ведущий инженер Mitsubishi Power. «Развитие водородных технологий ускорит переход к действительно безуглеродному обществу.”

В 2018 году команда Танимуры при поддержке Японской организации по развитию новой энергетики и промышленных технологий (NEDO) разработала газовую турбину, работающую на 30% водороде и 70% природном газе, что стало важным шагом к безуглеродному общество. Их турбина, работающая на смешанном топливе, производит примерно на 10% меньше CO2, чем турбина, работающая только на природном газе. Команда работает над разработкой турбины, которая будет полностью работать на водороде к 2025 году.

Водородно-газовые турбины имеют много экологических и экономических преимуществ, и Mitsubishi Power стремится облегчить переход.Их турбины могут быть установлены на существующих электростанциях и могут работать на менее чистых формах водорода, которые можно переносить в любой форме, от жидкого водорода до аммиака. Они также могут работать на электростанциях с комбинированным циклом, которые более эффективны, поскольку используют избыточное тепло для выработки пара, который приводит в действие вторую турбину. «Мы уже достигли 64% эффективности выработки электроэнергии на нашей газовой электростанции с комбинированным циклом», — говорит Танимура. «Теоретически мы можем улучшить это, повысив температуру сгорания газов.”

Испытательная установка в Такасаго, Япония, для совместного сжигания с водородом.

Решение всех аспектов в одном месте

Завод Mitsubishi Power площадью миллион квадратных метров в Такасаго, недалеко от Кобе, Япония, объединяет этапы исследований и разработок, проектирования, производства и проверки газовых турбин в одном месте. На объекте есть собственная электростанция, и когда весной и летом потребности в энергии снижаются, газовые турбины доставляются в лабораторию, чтобы убедиться, что последние улучшения позволили достичь более высоких температур, повышения эффективности и снижения выбросов оксидов азота.

Mitsubishi Heavy Industries производит широкий спектр продукции, от химических заводов до реактивных двигателей и ветряных турбин, а вся информация и технологии передаются через их Центр исследований и инноваций. Сюда входят исследовательская турбина, оборудование для испытаний на горение и трехмерный принтер для крупных деталей газовой турбины. «Поскольку мы производим, тестируем и ремонтируем наши собственные детали здесь, мы можем разрабатывать и проверять продукты в быстром цикле обратной связи, что снижает затраты», — говорит Танимура. «Это также ключевое место, где молодые инженеры могут узнать о наших процессах.”

Основным успехом стало снижение обратного воспламенения, когда высокая скорость сгорания водорода означает, что пламя может стрелять обратно во входящую топливную форсунку. «Это приводит к катастрофическому отказу системы», — объясняет Танимура. «Мы уменьшили форсунку и улучшили смешивание воздуха и топлива, что предотвращает его повторное испарение».

Мировой рынок с водородом

Mitsubishi Power является неотъемлемой частью нескольких международных проектов, уже ускоряющих водородную экономику. В Нидерландах на электростанции Vattenfall были установлены три газотурбинных установки Mitsubishi M701F, работающие на природном газе, каждая из которых может вырабатывать до 440 мегаватт электроэнергии — этого достаточно для питания более 60 000 домов.Это часть проекта по производству водорода из магнума, который направлен на преобразование одной газотурбинной установки для работы на 100% водороде к 2027 году. Водород, произведенный из природного газа, хранится в близлежащих подземных соляных пещерах, а выбрасываемый CO2 закачивается под север Море. Конечная цель — создать водород на месте, используя ветряную электричество. Такие проекты сократят выбросы CO2 на две мегатонны в год и предотвратят устаревание электростанций, работающих на природном газе.

Электростанция Magnum в Нидерландах.

В США западные штаты поставили перед собой агрессивные цели по декарбонизации, многие из которых стремятся к полностью безуглеродному электричеству к 2050 году. На Среднем Западе есть стабильные поставки ветровой и солнечной энергии, и многие подземные соляные пещеры могут обеспечить дешевое хранение водорода. . «Мы увидели здесь прекрасную возможность для бизнеса», — говорит Танимура. «Поэтому мы объединили усилия с Magnum Development и губернатором штата Юта, чтобы запустить проект Advanced Clean Energy Storage Project». К 2025 году газовые турбины Mitsubishi Power будут установлены на Межгорской электростанции, которая будет поставлять электроэнергию в Лос-Анджелес.К 2045 году завод перейдет на 100% водородную энергию.

«Водород необходим для зеленого будущего», — говорит Танимура. «Это область, в которой мы можем использовать сильные стороны нашей компании в области крупных газотурбинных технологий».

Энергия ветра

Энергия ветра — одна из самых быстрорастущих технологий возобновляемой энергетики. Во всем мире их использование растет, отчасти потому, что снижаются затраты. Глобальная установленная мощность ветроэнергетики на суше и на море увеличилась почти в 75 раз за последние два десятилетия, по сравнению с 7.Согласно последним данным IRENA, от 5 гигаватт (ГВт) в 1997 году до примерно 564 ГВт к 2018 году. В период с 2009 по 2013 год производство ветровой электроэнергии увеличилось вдвое, а в 2016 году на ветровую энергию приходилось 16% электроэнергии, вырабатываемой из возобновляемых источников. Во многих частях света сильный ветер, но лучшие места для выработки энергии ветра иногда находятся в удаленных местах. Оффшорная ветроэнергетика предлагает огромный потенциал.

Ветряные турбины впервые появились более века назад. После изобретения электрического генератора в 1830-х годах инженеры начали попытки использовать энергию ветра для производства электроэнергии.Производство энергии ветра имело место в Соединенном Королевстве и Соединенных Штатах в 1887 и 1888 годах, но считается, что современная ветроэнергетика была впервые разработана в Дании, где в 1891 году были построены ветряные турбины с горизонтальной осью и началась ветряная установка длиной 22,8 метра операция 1897 г.

Ветер используется для производства электроэнергии с использованием кинетической энергии, создаваемой движущимся воздухом. Она преобразуется в электрическую энергию с помощью ветряных турбин или систем преобразования энергии ветра. Ветер сначала поражает лопасти турбины, заставляя их вращаться и вращать присоединенную к ним турбину.Это изменяет кинетическую энергию на энергию вращения, перемещая вал, который подключен к генератору, и тем самым вырабатывает электрическую энергию за счет электромагнетизма.

Количество энергии, которую можно получить от ветра, зависит от размера турбины и длины ее лопастей. Мощность пропорциональна размерам ротора и кубу скорости ветра. Теоретически, когда скорость ветра удваивается, потенциал энергии ветра увеличивается в восемь раз.

Мощность ветряных турбин со временем увеличивалась.В 1985 году типичные турбины имели номинальную мощность 0,05 мегаватт (МВт) и диаметр ротора 15 метров. Сегодняшние новые ветроэнергетические проекты имеют турбинную мощность около 2 МВт на суше и 3-5 МВт на суше.

Имеющиеся в продаже ветряные турбины достигли мощности 8 МВт с диаметром ротора до 164 метров. Средняя мощность ветряных турбин увеличилась с 1,6 МВт в 2009 году до 2 МВт в 2014 году.

По последним данным IRENA, производство ветровой электроэнергии в 2016 году составило 6% электроэнергии, произведенной с помощью возобновляемых источников энергии.Во многих частях света сильный ветер, но лучшие места для выработки энергии ветра иногда находятся в удаленных местах. Оффшорная ветроэнергетика предлагает огромный потенциал.

---

---

.