przegląd elektrociepłowni gazowych

1

Przegląd elektrociepłowni gazowych

Rozproszone źródła (kogeneracyjne) energii el-nejna przykładzie elektrociepłowni gazowych zlokalizowanych na terenie woj. pomorskiego

- Elektrociepłownia Władysławowo: paliwo - gaz towarzyszący wydobywanej ropie naftowej,

TG- Elektrociepłownia Gdańsk – Matarnia:

paliwo – GZ 50 (wysokometanowy z systemu gazoenergetycznego), ST

- Elektrociepłownia Hel:paliwo LNG, ST.

- Oczyszczalnia ścieków Słupsk: paliwo – biogazsilnik tłok. - Waukesha : moc el. 257 KW, moc cieplna 365 kW

- Szpital Kartuzy: paliwo GZ 50, blok kogen. tłok. - Viessmann: moc el. 43 KW, moc cieplna 72 kW

2

Elektrociepłownia gazowa we Władysławowie

Władysławowo - poł. u nasady Płw. Helskiego w otulinie Nadmorskiego Parku Krajobr.

Ec - unikalny zakład w skali Polski, a nawet Europy: wykorzystuje GZ towarzyszący ropie naftowej wydobywany z podmorskiego złoża B3, eksploatowanego przez PETROBALTIC.

Gaz odpadowy w ilości docelowej ok. 100 000 m3/dobę - dostarczany na ląd nowo wybudowanym rurociągiem podmorskim.

o kaloryczności 54 MJ/nm3;

skład: ok. 45% metanu, > 20% propanu-butanu, reszta - ciężkie węglowodory,

EC rozbudowano o część rafineryjną – stację separacji: z gazu „mokrego” ciekłe frakcje – propan-butan oraz kondensaty GZ.

Struktura produkcji/przychody- energia elektryczna 76 GWh/a - 23%- ciepło 160 TJ/a - 13 %- LPG 16 000 t/a - 51 %- wyższe ciekłe węglowodory 2 000 t/a - 13 %

3

Elektrociepłownia gazowa we Władysławowie

Budowa rozpoczęta w lutym 2002 r., we wrześniu 2002 r. dostawa ciepła dla m-ców,całość ukończono w czerwcu 2003 r.

Pierwszy etap: - budowa obiektów elektrociepłowni- budowa miejskiego systemu ciepłowniczego 130°C/70°C o długości ok. 10 km - instalacja ponad 120 węzłów ciepłowniczych

Drugi etap:- budowa systemu przesyłu gazu z platformy Baltic Beta:

budowa stacji podnoszenia ciśnienia gazu (do 13 MPa) na platformieułożenie rurociągu gazowego o długości 82,5 km, o średnicy 115 mmbudowa stacji separacji i magazynowania gazu na lądzie

- rozruch turbin wraz z kotłami odzysknicowymi pracującymi na paliwie gazowym

4

Elektrociepłownia gazowa we Władysławowie

Układ technologiczny

- dwie turbiny gazowe typu Allison KB-7 amer. firmy Rolls – Royce Corporation,

każda o mocy el-nej 5,5 MW, cieplnej 9,0 MW,

współpracujące z dwoma kotłami odzysknicowymi – kż o mocy 8,85 MW

na pierwotny obieg wody 180/80 oC,

sprzężony cieplnie wymiennikami z obiegiem wtórnym – m.s.c. 130/70 oC,

- trzy kotły wodne olejowo-gazowe, firmy Loos Int., każdy o mocy 5,0 MW

uzupełniające i rezerwowe wobec pracy kotłów odzysknicowych (podczas postoju

platformy),

5

Elektrociepłownia gazowa we Władysławowie:widok ogólny, stacja separacji gazu, turbina gazowa, kotły pomocnicze

6

Elektrociepłownia gazowa we Władysławowie:widok na część gazową, wnętrze stacji separacji gazu, zbiorniki gazu, widok od strony morza

7

Elektrociepłownia Gdańsk -Matarnia

Położenie – otulina Trójmiejskiego Parku Krajobrazowego

Układ technologiczny:

Dwa agregaty kogeneracyjne firmy Jenbacher:

każdy. agregat - silnik gazowy J 320 GS sprzężony z generatorem trójfazowym

o mocy: el-nej 1 050 kW, o mocy cieplnej 1 200 kW

(odzysk ciepła z chłodzenia korpusu silnika, oleju silnikowego, spalin i mieszanki gaz.)

Dwa kotły wodne gazowo – olejowe

Nadwyżka ciepła produkowanego w godz. pozaszczytowych –

magazynowana w dwu wodnych akumulatorach ciepła i oddawana w godz. szczytowych

każdy - pojemność wodna 150 m3, pojemność cieplna 11 MWh

8

Elektrociepłownia Gdańsk –Matarnia – widok ogólny

9

Elektrociepłownia Gdańsk –Matarnia – widok na akumulatory ciepła i chłodnie wentylatorowe

10

Elektrociepłownia w Helu

Nadmorski Park Krajobrazowypow. 18 800 ha w tym cz. lądowa - 7 500 ha

Tereny Mierzei Helskiej,nadbrzeżny pas nad Zatoką Puckąoraz jej akwen ograniczony od płd. Rewą

11

Elektrociepłownia Hel – widok ogólny

12

Elektrociepłownia Hel

Układ technologiczny

Elektrociepłownia o łącznej mocy el-nej 469 kW i cieplnej 2 558 kW

- 3 spalinowe bloki typu Vitobloc (225, 2 x 122 kW oraz 360, 2 x 204 kW)

- 2 kotły kondensacyjne typu Vitocrossal 300, o mocy 2 x 895 kW

Wyposażenie:

dwa węzły pompowe, układy pompowe przy kotłach i silnikach,

dwustopniowy układ przygotowania c.w.u.,

zbiorniki akumulacyjne, zasobnik c.w.u.,

układ chłodzenia bloku z chłodnią wentylatorową

Paliwo – metan (LNG),

znajdujący się w nadziemnym zbiorniku zewnętrznym

13

Schemat układu technologicznego Elektrociepłowni Hel

14

Skojarzone źródła w Elektrociepłowni Hel

Miniblok

elektryczno-ciepłowniczy Vitobloc –

gotowy moduł kompaktowy,

z wspólną ramą silnika

i prądnicy,

w obudowie dźwiękochłonnej, z systemem sterowania

15

Silniki i kotły w Elektrociepłowni Hel

16

Elektrociepłownia Hel – węzeł przygotowania c.w.u.

17

4. System elektroenergetyczny

Krajowy system energetyczny KSE - zbiór obiektów do pozyskiwania, przetwarzania, przesyłania i użytkowania energii wraz z ich funkcjonalnymi

powiązaniami.

Cel działania KSE - ilościowe i jakościowe zaspokajanie potrzeb odbiorców energii, zarówno indywidualnych jak i zespołowych.

Podstawowe podsystemy KSE:1. podsystem paliw stałych2. podsystem paliw ciekłych3. podsystem gazoenergetyczny4. podsystem elektroenergetyczny5. podsystem cieplnoenergetyczny

Problemy w planowaniu i optymalizacji systemu:- zasięg poszczególnych podsystemów i ich wzajemne powiązania

(energetyka przemysłowa i zawodowa, gospodarka skojarzona);- zewnętrzne powiązania;- dynamiczny rozwój zapotrzebowania na energię (elastyczność systemu);- wrażliwość na zakłócenia (elementy rezerwowe);

18

4. System elektroenergetyczny

SE - zbiór połączonych funkcjonalnie urządzeń elektrycznych przeznaczonych do wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej

Zadania:- zapewnienie ciągłej dostawy energii elektrycznej do odbiorców

przy zachowaniu odpowiedniej jakości tj. przy znamionowej częstotliwości i znamionowym napięciu.

Koszty tego procesu obejmujące: wytwarzanie, przesył i rozdział en. elektr. oraz ewent. kary za niedostarczoną energię lub jej niewłaściwą jakość powinny być minimalne

Cechy charakterystyczne:- rozległość terytorialna (całe państwo), ale i powiązania zagraniczne,- wymagana szczególnie wysoka niezawodność pracy systemu,- zadania realizowane z wymogiem natychmiastowej dostawy

bez możliwości bezpośredniego magazynowania (brak zasilania = straty)(pośrednia możliwość – el-nie szczytowo-pompowe)

19

4. System elektroenergetyczny

Główne elementy SE:źródła (el-nie, el-ciepłownie), sieć przesyłowa, sieć rozdzielcza, układy odbiorcze

Główne parametry SE:- moc zainstalowana – suma mocy czynnych znamionowych

wszystkich generatorów zainstalowanych w el-niach,- struktura mocy – udział mocy czynnych znamionowych

w poszczególnych rodzajach el-ni w mocy zainstalowanej całego systemu- moc szczytowa – największa moc pobierana przez odbiorniki en. elektr.

w ciągu roku,

- roczna produkcja energii elektrycznej,- napięcie przesyłowe – napięcie znamionowe

elektroenergetycznej sieci przesyłowej- struktura sieci przesyłowej – napięcie znamionowe sieci, konfiguracja sieci,

długość linii o poszczególnych napięciach znamionowych

20

21

Schemat i powiązania systemu elektroenergetycznego

22

4. System elektroenergetyczny

Gł. elementy systemu:

- źródła zawodowe:22 elektrownie, 53 elektrociepłownie,- sieci przesyłowe: 750, 400, 220, (100) kV sieci dystrybucyjne,stacje elektroenerget.układy odbiorcze

23

Charakterystyka sieci przesyłowej i dystrybucyjnej (2008).

Linie napowietrzne km 569 503

Linie kablowe km 200 588

Liczba przyłączy tys. szt. 6 503

Długość przyłączy km 148 368

Liczba stacji elektroenergetycznych

szt. 243 621

Liczba transformatorów sieciowych

szt. 247 240

Moc transformatorów sieciowych

MVA 135 001

24

Struktura mocy zainstalowanej (paźdz. 2010) i produkcja en. elektr. (2009)

Elektrownie Moc zainstalowana Produkcja en. elektr. [MW] . [GWh] [%]

Razem 35 890,2 151 700 100,0El-nie zawodowe 32 759,1 143 510 94,6

w tym cieplne 30 564,7 140 820 92,8w tym na w. kam. 20 866,4w tym ec. 5 259,4na w. brun. 8 795,8 gazowe 881,1wodne 2 186,6 2 680 1,8 z tego szczyt.-pomp. 1 330,0 przepływowe 856,6

El-nie przemysłowe 1 984,1 6 590 4,3w tym gazowe 93,1biogazowe 2,6na biomasę 79,6

El-nie niezależne pozostałe 1 147,0 1 600 1,1w tym wodne 83,4wiatrowe 977,4 produkcja en..el. 2010biogazowe 73,8 ~ 156,3 TWhna biomasę 12,4

25

Elektrownie cieplne w Polsce

26

Energetyka woj. pomorskiego

Bilans mocy elektrycznej w woj. pomorskim (2010):

Bilans mocy [MW] zima lato szczyt dolina szczyt dolina

Zapotrzebowanie mocy 1600 1100 1350 1100 Moc osiągalna w woj. 542 542 230 230Eksport do innych woj. 270 200 140 180Import z innych woj. 1328 758 1260 1050

Bez uwzględnienia pracy E P-S Żarnowiec

Konieczny przesył ok. 1330 - 760 MW

27

Moc elektryczna elektrowni cieplnych

W cieplnych elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowychłącznie moc zainstalowana 30 565 MW dostarcza ok. 94,6 % en. elektrycznej

10 el-ni o mocy powyżej 1 000 MW

1) BOT El-nia Bełchatów 4 440 MW (27,0 -29,0 TWh; 17-19 %) 2) El-nia Kozienice 2 846 3) BOT El-na Turów 2 106 4) El-nia Połaniec 1 800 5) El-nia Rybnik 1 775 6) E-nia Dolna Odra 1 742 7) BOT El-nia Opole 1 532 8) PKE El-nia Jaworzno III 1 345 9) El-nia Pątnów 1 20010) PKE El-nia Łaziska 1 155

5 el-ni o mocy 1000 - 500 MW (Siersza, Łagisza, Ostrołęka, Adamów, Skawina)

5 el-ni o mocy 500 -100 MW (Konin, Stalowa Wola, Halemba, Jaworzno II, Blachownia)

28

Moc elektryczna zainstalowana w elektrociepłowniach

łącznie -   moc elektryczna 8 069 MW

w tym - parowe zawodowe        5 004,- parowe przemysłowe        2 225,- gazowo-parowe        745,- gazowe z turbinami w obiegu prostym        51,- gazowe z silnikami gazowymi    na gaz ziemny    32,- gazowe z silnikami gazowymi    na biogaz    12

Największa: Ec Siekierki: cieplna 2 081 MW, el-na 622 MW EC Wybrzeże 1 196 323 (Ec Gdańsk II, Ec Gdynia III) ZEC Wrocław 812 263 Ec Lublin-Wrotków 592 235

Inne duże elektrociepłownie: Ec Będzin, Ec Białystok, Ec Bielsko-Biała, Ec Bydgoszcz, Ec Gorzów, Ec Kalisz, Ec Kraków, Ec Katowice, Ec Łódź, Ec Poznań, Ec Pruszków, Ec Zielona Góra, Ec Żerań

29

Charakterystyka elektrociepłowni

Ec zawodowe: 123 bloki ciepłownicze w tym 75 o mocy elektr. 2 780 MW z turbinami UP

48 2 220 UK

Ec przemysłowe o mocy elektrycznej 2 225 MW 215 bloków z turbinami UP 35 UK

największa - 70 MW, ponad 150 szt. o mocy poniżej 10 MW

30

Struktura w [%] zużycia paliw podstawowych w elektroenergetyce zawodowej

Rodzaj paliwa 2009 2010

węgiel kamienny 58,95 60,42

węgiel brunatny 34,95 32,60

biogaz/biomasa 3,17 3,78

gaz 2,92 3,20

31

Planowane inwestycje w nowe bloki elektryczne (2008)

PodmiotMiejsce Moc

[MW]Data

otwarciaTechnologia

PolskaGrupa Energetyczna

Opole 460 2012 na węg. kam.

Opole 460 2013 na węg. kam.

Turów 500 2014 na węg. brun.

Dolna Odra 400 2016 blok gazowy CCGT

Dolna Odra 400 2019 blok gazowyCCGT

PołudniowyKoncernEnergetyczny

Halemba do 440 2012 na węg. kam.

Blachownia 100 - 200 2012 na węg. kam. lub gaz koks.

Ec Bielsko-Biała 100 2012 na węg. kam.

Vatenfall Vatenfall Heat Polska, Warszawa

400 2013 na węg. kam.

CEZ El-nia Skawina 600 -1000 ok. 2014 na węg. kam.

Polish Power Żarnowiec 1600 2013-2014 na węg. kam.(zgazowanie)

32

Planowane elektrownie

Elektrownia Północna, moc 2 000 MW, w.kam.

Pelplin, budowa 2012-15

Legnica 4 x 1150 MW

33

5. Przegląd źródeł energii elektrycznej

Elektrownie, elektrociepłownie cieplne - parowe (z turbinami parowymi) - gazowe (z turbinami gazowymi) - gazowo - parowe (z turbinami gazowymi, parowymi i kotłem odzyskowym) - spalinowe (z silnikami tłokowymi)

konwencjonalne - spalanie paliw kopalnych lub współspalanie najczęściej : węgla kamiennego, węgla brunatnego lub gazu ziemnego,

substancji organicznych, odpadów przemysłowych lub komunalnych, biomasy, biogazu, metanu pokładów węgla, innych,

jądrowe – rozszczepianie - paliwa jądrowego: uran 233U, uran 235U, pluton 239Pu - lub materiału paliworodnego: toru 232Th, uran 238U

uran naturalny: 235U-0,71%, 238U-99,28%

34

Klasyfikacja elektrowni

Podział el-ni: - (admin.) zawodowe, - przemysłowe(rodz. oddawanej energii) elektrownie, elektrociepłownie

Podział el-ni ze względu na roczny czas pracy

- podstawowe - pracują z prawie niezmiennym obciążeniem przez większość dni w roku

(el-nie parowe o małym jednostk. koszcie paliwa i dużej sprawności, el-nie jądrowe i ec);

- podszczytowe - zmniejszają znacznie swoje obciążenie w dolinach obciążenia systemu

(starsze el-nie parowe, el-nie wodne ze zbiornikiem o niedużym czasie napełniania);

- szczytowe - uruchamiane tylko w okresach szczytowego obciążenia każdej doby

(el-nie gazowe i gazowo-parowe, specjalne el-nie parowe o szybkim rozruchu, stare el-nie parowe o dużym koszcie paliwa).

35

Elektrownie na węgiel brunatny

Kryterium podziału el-ni: paliwo

węgiel brunatny

Złoże legnickie – Legnica

plan. 4 bloki po 1150 MW

36

5. Przegląd źródeł energii elektrycznej

Elektrownie niekonwencjonalne (wykorzystujące niekonwencjonalne zasoby energii):

- elektrownie: wodne (przepływowe) i szczytowo-pompowe, wiatrowe,

morskie: - falowe i pływowe, - maretermiczne i maremotoryczne (prądy

oceaniczne),

słoneczne, - elektrownie i elektrociepłownie geotermalne, - ogniwa fotowoltaiczne, - ogniwa paliwowe

37

38

Konwersja energii w bloku energetycznym

Trzy stopnie konwersji energii:energia chemiczna paliwa → energia elektryczna

Sprawność konwersji całkowita: typowa ok. 25 - 35 % (najlepsze el-nie ok. 45 %)

Sprawność kotła energetycznego: ok. 80 – 95 %

Sprawność silnika cieplnego: turbina parowa ok. 80 %

silnik tłokowy ok. 30 – 45 %

silnik wirnikowy ok. 25 – 40 %

Sprawność generatora : ok. 90 – 98 %

39

Elektrownie i elektrociepłownie zawodowe - obiekty, których produkcja energii elektrycznej w przeważającej części jest przekazywana do wspólnej sieci elektroenergetycznej.

Elektrownie - obiekty zbudowane dla potrzeb wytwarzania wyłącznie energii elektrycznej; mogą produkować ciepło w postaci pary lub gorącej wody, jednakże osiągalna moc cieplna w skojarzeniu nie przekracza 30% mocy cieplnej kotłów (energetycznych) współpracujących z turbozespołami.

Elektrociepłownie - obiekty zbudowane (lub powstałe po modernizacji elektrowni) dla potrzeb skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej;generatory elektryczne są napędzane turbinami przystosowanymi do oddawania pary na potrzeby produkcji ciepła;osiągalna moc cieplna w skojarzeniu wynosi co najmniej 30% mocy osiągalnej kotłów energetycznych.

Podstawowe urządzenia wytwórczeKotły (generatory pary): - kotły parowe współpracujące z turbinami - kotły energetyczne- kotły ciepłownicze służące do produkcji ciepła w parze lub gorącej wodzie

40

Moce bloków energetycznych

Całkowita moc zainstalowana wynosi ok. 33 GW

SE - bloki elektrowni kondensacyjnych o mocach: 500 MW – 2 jednostki (Kozienice, AP 1650, K-500, TWW 500, 576 MW, 46,3%,

458,3 kg/s, 16,3 MPa, 535 oC, 3,6 MPa, 535 oC)- 360 MW – 16 jednostek (12 j. B.,BB-1150, 13 K 360, TWW 360,18 MPa, 535 oC)- 200 MW – 63 jednostki (OP-650, 13 K 2150, 13 MPa, 535 oC)- 120 MW – 24 jednostki (OP-430, 13 UK-125, 13 MPa, 535 oC)

Turbina parowa K - 500

41

Blok energetyczny

Blok energetyczny elektrowni cieplnej

- urządzenia podstawowe: siłowni parowej:

kocioł parowy, turbina parowa, generator synchroniczny,

skraplacz, pompa wody zasilającej,

siłowni spalinowej lub gazowej:

silnik tłokowy lub wirnikowy (turbina gazowa)

transformator

- urządzenia pomocnicze pracujące na potrzeby bloku energetycznego:

młyny węglowe, pompy, wentylatory,

wymienniki regeneracyjne

instalacje odsiarczania i odazotowywania spalin

42

Schemat ogólny elektrowniukłady technologiczne bloku energetycznego: układ powietrze – paliwo – spaliny

układ wodno – parowy układ chłodzący

układ wyprowadzania energii elektrycznej układ zasilania napędu potrzeb własnych

43

Woda jako czynnik termodynamiczny

Parametry krytyczne -zanik stanu skupienia

pkr = 22,115 MPa, tkr= 374,15 oC , Tkr = 647,3 K

ρkr = 317,8 kg/m3 , vkr = 0,00315 m3/kg,

ikr = 2095,2 kJ/kg, skr = 4,424 kJ/(kg K)

ciepło parowania r = 0

Parametry punktu potrójnego –

stan równowagi termodynamicznej trzech faz

TTr = 273,16 K , tTr = 0,01 oC

pTr = 611,73 Pa

44

Wykres T – s dla pary wodnej

Stopień suchości pary x = stosunek

masy pary suchej nasyconej (zawartej w parze mokrej nasyconej)

do masy tej pary mokrej

x = 0 woda w stanie nasyceniax = 1 para nasycona sucha

0 < x < 1 para nasycona mokra

para nasycona mokra = mieszanina

cieczy nasyconej i pary nasyconej suchej

45

Wykres i – s dla pary wodnej

46

Silnik parowy

Thomas Newcomen ok. 1663 – 1729;

1712 – Thom. Newcomen - pierwszy silnik parowy tłokowy;

górnictwo, Staffodshire, Szkocja, ok. 5 KM

1763 – popr. James Watt, parowy silnik dwustr. działania

Polska – 1788, Tarnowskie Góry – kopalnia srebra

James Watt 1739 -1819

maszyna parowa - rewolucja przemysłowa, patent J.W. 1769 r.

Siłownia parowa - obieg porównawczy ok. 1850

Wiliam John Macquourn Rankine 1820 - 1872

47

Silnik parowy

Maszyna parowa Watta 1763, patent 1769

Maszyna parowa Newcomena 1712

48

Parowy silnik tłokowy Watta Parowy silnik śrubowy

Silnik śrubowy - rozprężanie:

pary przegrzanej, pary mokrej, wody

49

Silniki parowe

Urządzenia - efekt wykorzyst. najn. technologii w dziedzinie parowych maszyn przepł. Podstawowe parametry: ciśnienie pary dolotowej do silnika od 0,6 do 6,0 MPanp. firmy Spalling przepływ pary do 40 t/h

ciśnienie pary po przepływie przez silnik do 2,0 MPa możliwa moc elektryczna do uzyskania do 1500 kW

Podstawowe zalety - stos. pary nasyconej mokrej (tanie kotły płomienicowo – płomieniówkowe) - mała wrażliwość na zmienność parametrów pary

(typowe zjawisko w układach opalanych paliwami stałymi, w tym biomasą) - w pełni automatyczna praca- niskie koszty eksploatacji

(brak smarowania olejem tłoków/cylindrów, brak oleju w kondensacie) - duży zakres zmienności obciążenia ( płaska charakterystyka sprawnościowa ) - modułowa konstrukcja umożliw. dokładne dostosowanie do istniejących warunków Preferowane zastosowania: układy równoległe do stacji redukcyjnych pary małe układy kogen. oparte na dow. paliwieukłady OZEWspółpr. z parowymi  kotłami odzysknicowymi

50

Obieg Carnota dla pary wodnej nasyconej

Obieg porównawczy Carnota

1-2 izotermiczne doprowadzanie ciepła2-3 izentropowa ekspansja3- 4 izotermiczne odprowadzanie ciepła4 -1 izentropowa kompresja

Wady obiegu Carnotadla oceny siłowni parowej

- koniec ekspansji w obszarze pary mokrej- koniec skraplania tak dobrany, by kompresja

kończyła się na linii granicznej,sprężanie 4 – 1 wymaga specjalnego urządzenia

kompresyjnego – para mokra.- sprężanie 4’ – 1’ prowadzi do b. wysokiego ciśnienia cieczy

K

51

Schemat najprostszego obiegu parowego

K – kocioł, T – turbina, G – generator, S – skraplacz, P - pompa

52

Obieg porównawczy siłowni parowej

1-2 ekspansja izentropowa w turbinie, 2 - 3 izobaryczne odprowadzanie ciepła w skraplaczu, 3-4 izentropowe sprężanie w pompie, 4 - 1 izobaryczne doprowadzanie ciepła w kotle

53

Obieg siłowni parowej kondensacyjnej w układzie współrzędnych: a) Belpaire’a, b) Molliera

54

Wpływ parametrów pary na sprawność teoretyczną obiegu:

a) temperatury początkowej b) ciśnienia początkowego, c) temperatury w skraplaczu

55

Sprawność ogólna (netto) bloku energetycznego

ηog = ηk ∙ ηr ∙ ηt ∙ ηi ∙ ηm ∙ ηp ∙ ηpw ∙ ηg ∙ (1 – ε)

Sprawności cząstkowe (najlepsze):- kotła ηk = 0,86 ÷ 0.96

- rurociągów i regulacji ηr = 0,98 ÷ 0.99

- teoretyczna (obiegu C-R) ηt = 0,43 ÷ 0,58

- wewnętrzna turbiny ηi = 0,60 ÷ 0,87

- mechaniczna turbiny ηm = 0,98 ÷ 0.99

- przekładni ηp = 0,97 ÷ 0,98

- generatora ηg = 0,97 ÷ 0,985

- potrzeb własnych (1 – ε), ηpw = 0,92 ÷ 0,96

ηog = 0,18 ÷ 0,44

56

Wzrost sprawności teoretycznej obiegu

- Wzrost parametrów początkowych równoczesne podnoszenie odpowiednio dobranych wartości

ciśnienia i temperatury pary świeżej - ograniczenia materiałowe:

Parametry: podkrytyczne – ok. 18 MPa, do 565 oC – stale austenityczne

nadkrytyczne - ok. 23 – 25 MPa, ok. 600 oC – stale żarowytrz. martenzyt.

ultranadkrytyczne ok. 30 – 32 MPa, ok..650 oC – stale żarowytrz. austenit.

- Obniżanie parametrów końcowychobniżanie ciśnienia w skraplaczu – temperatura wody chłodzącej skraplacz

4 kPa ( 29 oC) - otw.obieg wody chłodz., 7 kPa (39 oC) - zamkn. obieg wody chłodz.

- Stosowanie przegrzewu międzystopniowego (zwykle nie więcej niż dwa) oraz

regeneracji wewnętrznej – podgrzewacze regeneracyjne (co najwyżej 8 ÷ 9)

57

Zmiana sprawności i zużycia paliwa umownego w el-niach (od 1930)

58

Typowe parametry pracy el-ni : dotychczasowe i prognozowane

◙B:18MPa 535oC

59

Przegląd stali nisko – i wysokostopowych

60

Schemat obiegu parowego z podgrzewem regeneracyjnym

K – kocioł, T – turbina, G – generator, S – skraplacz, P – pompaPR – podgrzewacz regeneracyjny

61

Schemat obiegu parowego z przegrzewem międzystopniowym

K – kocioł, WP, NP - turbina wysoko- i niskoprężna, PI, PII – przegrzewacze pary, G – generator, S – skraplacz, PS, PZ – pompa skroplin lub zasilająca, ZWZ – zbiornik wody zasilającej

62

Schemat obiegu parowego z międzystopniowym przegrzewem pary i podgrzewem regeneracyjnym

K – kocioł, WP, SP – część wysokoprężna i średnioprężna turbiny, G – generator, S – skraplacz, P – pompa

PR – podgrzewacz regeneracyjny, PM – przegrzewacz międzystopniowy

63

Uproszczony przekrój kotła

1 - walczak, 2 - komora paleniskowa,3 - palniki,4 - rury opadowe,5 - przegrzewacz pary,6 - podgrzewacz wody,7 - podgrzewacz powietrza,8 - wentylator powietrza

64

Turbina parowa

a) Zasada dział. turbiny jednostopniowejb) Przekrój poglądowy:

1- dysza/wieniec dysz2- wieniec łopatek wirnika

c) Turbina 13 K 215 – Produkcji ABB - Zamech Elbląg

65

Turbiny parowe: a) jedno-, b) dwu-, c) trój-, d)czterokadłubowaWP – kadłub wysoko-, SP – kadłub średnio-, NP – kadłub niskoprężny

66

Parametry niektórych turbin parowych

67

Skraplacze energetyczne: 1- komora wodna, 2 – przestrzeń parowa, 3 – dno sitowe,4 – rury wodne, 5 – poziomowskaz, PS – pompa skroplin

68

Schemat połączeń skraplacza:1 – skraplacz, 2 – smoczek pary, 3 - para zasilająca smoczek,

4 – skraplacz pary ze smoczka, 5 – odpływ skroplin ze smoczka, 6 – rurociąg recyrkulacji skroplin, PS – pompa skroplin

ciśnienie pary w skraplaczu 4 – 15 kPa

69

Chłodnie obiegu wody chłodzącej

chłodnia kominowa chłodnie wentylatorowea) pojedyncza z dyfuzorem, b) fragment chłodni celkowej

1 – doprowadzenie wody, 2 – zbiornik wody ochłodzonej, 3 – zraszalnik, 4 – wentylator, 5 – silnik z przekładnią, 6 - dyfuzor

70

Uproszczony schemat układu cieplnego bloku 360 MWi rozkład parametrów termicznych

71

Przykładowe sprawności przemian energii i bilans energii (Sankeya)współczesnej elektrowni parowej kondensacyjnej

72

Uproszczony schemat cieplny bloku 360 MW: kocioł BB 1150 turbina 18 K 360

Moc el-na 360 MWSprawność el-ni 35,42 % Wartość opałowa węgla brunatnego Wd = 20 MJ/kgPrzyrost temperatury wody chłodzącej skraplacz 7 KStrumień energii chemicznej paliwa

360 : 0,3542 = 1 016 MWStrumień masy paliwa 50,8 kg/s =

182,9 t/hStrumień ciepła odprowadzanego

w skraplaczu 656 MWStrumień masy wody chłodzącej 22 370 kg/s = 80 520 t/h

~ 80 520 m3/h

strumień masy pary świeżej 302 kg/s

1016 MW

656 MW

73

Nadbudowa nadkrytycznego bloku węglowego blokiem gazowym (obszar zacieniony)

74

Układ MFHC (Multi-Fuel Hybryd Cycle) tworzą-nadkrytyczny kocioł węglowy (SCB) - nadkrytyczny kocioł odzyskowy (SHRSG),

z wtórnym przegrzewaczem pary, - wysokoprężny wymiennik spaliny/woda - turbina parowa (ST), skraplacz (CND), zast. wymienniki regeneracyjne (HHE)-generator energii elektrycznej (G), - niskoprężny wymiennik spaliny/woda-turbina parowa (ST), skraplacz (CND), zast wymienniki regeneracyjne (LHE)- pompy skroplin oraz kondensatu,- odgazowywacz (DA), - schładzacz pary (SC)- oraz 7 wymienników regeneracyjnych zasilanych parą z upustów turbiny parowej: 4 wymienniki - podgrzew skroplin (LR - parą z części niskoprężnej) 3 podgrzew wody zasilającej (HR - parą z części wysoko- i średnioprężnej turbiny).

Charakterystyka bloku- moc elektryczna brutto: 602,20 MW- sprawność bloku brutto: 0,48-sprawność bloku netto: 0,44Część parowa Część gazowa - TG GE MS9171- ciśnienie pary pierwotnej: 28,5 MPa - stosunek ciśnienia w sprężarce: 12,32- temperatura pary pierwotnej: 600 °C - temp. spalin na wlocie do TG 1180,3 °C: - temperatura pary wtórnej: 620 °C - temp. spalin na wylocie z TG 542,9 °C- ciśnienie w skraplaczu: 5 kPa - sprawność TG : 0,33- sprawność kotła węglowego: 0,95 - sprawność wewnętrzna sprężarki: 0,90- spr. wewn. wszystk. grup stopni TP: 0,90 - sprawność wewnętrzna turbiny: 0,92- sprawności pomp: 0,85

75

Uproszczone schematy elektrociepłowni

a) Ec upustowo – kondensacyjna b) Ec przeciwprężna

1 - kocioł parowy, 2a - turbina upust.-kondens. 2b - turbina przeciwprężna, 3 - odbiornik ciepła, 4 - odgazowywacz, 5 - zawór dławiący, 6 - skraplacz,

7 - regeneracyjny podgrzewacz wody, 8 - pompa zasilająca, 9 - pompa skroplin .

76

Schemat układu gazowo – parowego

S – sprężarka powietrza, KS – komora spalania, KO – kocioł odzysknicowy,T1 – turbina gazowa, T2 – turbina parowa, PW – pompa wodna, S – skraplacz,

G1,G2 – generator odpowiednio obiegu gazowego i parowego

77

Elektrownie cieplne: Bełchatów, Kozienice, Turów, Połaniec

78

Elektrownie cieplne:Rybnik, Dolna Odra, Opole, Jaworzno III

79

Elektrownia Bełchatów

El-nia B. (gm. Kleszczów) - współpraca z Kopalnią Węgla Brunatnego Bełchatów- ponad 55% udział w krajowej produkcji en. el-nej z węgla brun.

Układ technologiczny:12 bloków energ. o łącznej mocy 4 440 MW, początkowo (1988 -2008) - 4 320 MW6 chłodni kominowych, 2 kominyKażdy blok: kocioł parowy BB -1150,

(od 2008 r.) turbina 18 K 370, przed modernizacją 18 K 360, generator GTHW 360

Moc el-na wyprowadzana do KSE poprzez rozdzielnie 200 i 400 kV

Zaawansowane systemy oczyszczania spalin - redukcja zanieczyszczeń do poziomudla : - dwutlenku węgla 1 800 kg/MWh

- dwutlenku siarki 3,54 kg/MWh - tlenków azotu 1,50 kg/MWh - pyłów 0,15 kg/MWh

Bełchatów II - od 2006 r. budowa bloku o mocy znam. brutto 858 MW- najnowocz. w Polsce, do współpr. z systemem CCS (Carbon Capture and Storage). - blok bez komina – oczyszczone spaliny kierowane do chłodni kominowej

80

Złoże Szczerców – koparka nakładowa: wys. 58 m, masa 5 600 tys. t

81

Elektrociepłownie:Siekierki, Gdańsk, Wrocław, Lublin - Wrotków

82

Elektrociepłownia Lublin – Wrotków1) blok gazowo-parowy 2) turbina gazowa 3) turbina parowa 4)chłodnie wentylatorowe.

83

84

Jednostka Typ

Producent(rok przekazania do

eksploatacji)

Mocelektryc

zna

Moccieplna

Blok gazowo-parowyTurbina gazowa

Generator turbiny gazowej

Kocioł odzysknicowyTurbina parowa

Generator turbiny parowej

V94.2WY21Z-097LLT

 SCSF

WX18Z-066LLT

ANSALDO / LURGI (2002)ANSALDO GenuaANSALDO Genua

STANDARDKESSEL DuisburgANSALDO GenuaANSALDO Genua

231 MWe 185 MWt

Kocioł wodny nr 1 WP-70 RAFAKO Racibórz (1976) - 81 MWt

Kocioł wodny nr 2 WP-70 RAFAKO Racibórz (1976) - 81 MWt

Kocioł wodny nr 3 WP-120 RAFAKO Racibórz (1979) - 140 MWt

Kocioł wodny nr 4 WP-120 RAFAKO Racibórz (1985) - 140 MWt

Łączna moc nominalna elektrociepłowni 231 MWe 627 MWt

Charakterystyka urządzeń wytwórczych Ec Lublin - Wrotków

85

Schemat cieplny elektr. Lublin - Wrotków

86

Elektrociepłownia Rzeszów – blok gazowo-parowy zasilany GZ 50

87

Elektrociepłownia Rzeszów – produkcja ciepła i główne wskaźniki

88

Elektrociepłownia Zielona Góra

Zainstalowana moc:

elektryczna - 221,4 MWw tym:

198 MW – blok GP

23,4 MW blok węglowy

cieplna - 322 MWw tym:

135 MW blok GP

187 MW blok węglowy

GZ 41,5 (zaazotowany)

Lokalne ujęcie - Kościan

89

Elektrociepłownia Kielce

Urządzenia wytwórcze

Kotły wodne- jeden kocioł węglowy typu WP-140 (RAFAKO 1992) o mocy zainst.140 MW,- pięć kotłów węglowych typu WR-25 :

2 x WR 25 – 011 ( RAFAKO 1975) o mocy zainst. 29 MW każdy,1 x WR 25 – 013 (SEFAKO 1976) o mocy zainst. 29 MW2 x WR25-014 M z ekranami szczelnymi (SEFAKO 1977/9) o mocy 29 i 30 MW

Sprawność energ. kotłów 84 - 86 %; ogółem zainst. moc cieplna 286 MW.

Kotły parowe: para 5,6 MPa/ 485 °C- OR 50 (RAFAKO 2008) na węgiel, wyd. trwała 50 t/h, moc cieplna 41 MW, spr.. 86 % - OS 20 (RAFAKO 2008) na biomasę, wyd. trwała 20 t/h, moc ciepln 20 MW, spr. 86 %

Turbozespół przeciwprężny o mocy el. 10,5 MW ze stacją ciepłowniczą 30 MW

Praca:Lato - KP na biomasę ze stacją ciepłowniczą na cwu 8 - 15 MW, moc el. 2 - 4 MW,Sezon grzewczy - KP węglowy, turbozespół i stacja ciepł. 30 MW, moc el. 10,5 MW

90

Elektrociepłownia Gdańsk II

El-nia Ołowianka: budowa 1897-9, 2 gen. 220 kW, 1939 – 28 MW,odbudowa 1946 – 28 MW, 1962 - turbozespół ciepłowniczy 9,2 MW, likwidacja 1997;początek budowy Ec II - 1967; rozruch – 970/71, nr 5 – 1994, Zespół Ec-ni Wybrzeże -1960 (Gdynia I -1935, Gdynia II -1940, Gd. Ołowianka);

obecnie (Ec II Gdańsk, Ec III Gdynia 1971 – ost. blok 1990) Właściciel:. Electricité de France (EDF) i Gaz de France (GDF).

Urządzenia wytwórcze Ec II Gdańsk:Kotły wodne: - WP 70 ( 81 MW),

WP 120 (154 MW)Bloki ciepłownicze

nr 1 - BC-22,5 moc: - c. 38,9 MW, el. 9,6 MW, nr 2÷5 - BC-50 moc: - c. 112 ÷115 MW, el. 53 ÷ 58 MW

Razem moc: - cieplna 726,1 MW, el-na 226,9 MW

91

Schemat układu parowo - wodnego Ec Gdańsk