Download doc - Licenta (Repaired)

Transcript
Page 1: Licenta (Repaired)

1

INTRODUCERE

Producerea energiei electrice

Producerea energiei electrice reprezintă procesul de transformare a diferitelor

forme de energie primara în energie electrică, în cadrul unor instalații specializate de

complexitate mre, denumite centrale electrice.Evoluția consumului de energie

electrica a făcut ca acestea să fie tot mai mari, puterile lor instalate fiind limitate de

restricții tehnologice, economice, de mediu sau de securitate.

Centrala electrica reprezintă un ansamblu de instalații complexe, în care se

asigură conditiile pentru conversia unei forme primare de energie în energie

electrică.Ea materializează tehnologic o concepție de conversie.

Se pot evidenția la limită, doua concepții opuse de producere a energiei:

O concepție centralizată, bazată pe centrale electrice de mare putere, care

utilizează surse primare cu concentrare energetică mare (combustibili fosili sau

nucleari).Puterea acestor centrale este de regulă superioră consumului local,

implicând existența unui sistem de transport si distrbuție a energiei

electrice.Ansamblul centralelor și al rețelelor electrice de transport, exploatate si

conduse într-o concepție unitară constituie un sistem electroenergetic.

O concepție distribuită, cu surse mici, amplasate lângă consumatori.Se bazează în

general pe utilizarea unor surse primare ușoare, cu concentrare energetică redusă

(solară, eoliană etc.).Centrala este destinată strict pentru acoperirea consumului

local, eliminându-se necesitatea de a transporta energie electrică la distanță.

În prezent concepția centralizată are înca o pondere mult mai mare, rolul

producerii distribuite crescând însa odata cu accesul tot mai dificil la sursele primare

cu concentrare energetică ridicată, pe de-o parte, și a restricțiilor tot mai severe

impuse de protecția mediului, pe de altă parte.

Page 2: Licenta (Repaired)

2

Categorii de surse primare de energie

Energia primară include energia neregenerabilă conţinută de combustibilii primari:

cărbune, ţiţei,gaz natural, uraniu; şi energia regenerabilă: solară, eoliană, hidro,

geotermală.Când privim trendurile în alimentarea cu energie provenită din fiecare

sursă, observăm că în ultimii 35 de ani a existat o creştere globală în alimentarea cu

energie. Gazul natural şi energia nucleară au avut o pondere din ce în ce mai mare

în producţia totală, cu o reducere proporţională în utilizarea petrolului şi a cărbunelui.

Europa este încă foarte dependentă de combustibilii fosili. Între 1990 şi 2005,

ponderea combustibililor fosili în consumul total de energie a scăzut decât foarte

puţin de la 83 % la 79 % (vedeţi mai jos Figura 1). În primii 10 ani ai acestei

perioade, gazul natural a devenit din ce în ce mai folosit pentru producerea de

energie, în timp ce cărbunele se afla în scădere. Aceasta a dus la o reducere majoră

a emisiilor. Începând cu 1999, utilizarea cărbunelui şi-a mai revenit, datorită

posibilelor probleme în asigurarea securităţii alimentării cu gaz natural şi datorită

creşterii preţului acestuia.

Page 3: Licenta (Repaired)

3

Fig.1 Energia Primară Totală şi Consumul per Combustibil

În această perioadă, energia regenerabilă are cea mai mare rată de creştere

anuală în consumul total de energie primară, cu o medie de 3.4 % între 1990 şi 2005.

Biomasa şi deşeurile au fost sursele cu cele mai mari creşteri, după cum se poate

vedea şi în Figura 2.

Fig.2 Contribuţia Surselor de Energie Regenerabilă la Consumul de Energie Primară

Figura de mai jos indică sursele pentru energia primară şi destinaţia finală a

energiei.Aproape un sfert din energia primară consumată este pierdută prin

transformare şi distribuţie.Sectorul energetic însuşi consumă încă 5% pentru propria

sa operare. Din această figură se poateobserva importanţa relativă a fiecărei surse

de energie cât şi sectoarele care consumă energie,industria fiind responsabilă pentru

mai puţin de o cincime din necesarul de energie.

Page 4: Licenta (Repaired)

4

Fig.3 Structura eficienţei de transformare şi distribuţie a energiei de la consumul de energie primară la consumul final al energiei

Centrale Electrice Ciclu Combinat

O centrală electrică ciclu combinat este o centrală electrică cu combustibil

gazos care este întâi ars pentru a acţiona o turbină cu gaze, după care gazele

reziduale sunt utilizate în producerea de aburi. Deşi sunt mai eficiente, utilizarea

acestora este destul de limitată la centralele electrice mai noi cu acces la

aprovizionarea cu gaze, chiar dacă şi alţi combustibili fosili, cum ar fi cărbunele, pot fi

gazificate şi utilizate de această tehnologie. Bilanţul termic total este ilustrat în figura

următoare

Page 5: Licenta (Repaired)

5

.

Centrala convenţională cu abur este o centrală electrică care se bazează pe

un ciclu termodinamic cu abur şi care pentru producerea de energie electrică şi

termică foloseşte arderea unor combustibili fosili (cărbune, petrol, gaze naturale).

Ciclul termodinamic care stă la baza centralei convenţionale cu abur (CCA)

este cel cu abur supraîncălzit, utilizat pentru producerea de lucru mecanic, cunoscut

şi sub denumirea de ciclu Hirn.

a) b)

Fig. 2.1. Cicluri termodinamice cu turbine cu abura – ciclul Hirn; b – ciclul Rankine

Se disting următoarele transformări:

0 - 1: destindere cu producere de lucru mecanic - transformare izentropă;

1 - 2: cedare de căldură la sursa rece a ciclului - transformare izobară;

2 - 3: compresie cu consum de lucru mecanic – transformare izentropă;

3 - 4 - 5 - 1: încălzire la sursa caldă a ciclului - transformare izobară.

Se prezintă în figura 2.2, o instalaţie care funcţionează având la bază un ciclu de tip Rankine (Hirn).

Fig. 2.2 Instalaţie care funcţionează după un ciclu Rankine - HirnGA - generator de abur; TA - turbină cu abur; GE - generator electric;

TAGE

GA

PA

K

s

1

45

0

x = 1x = 0 s

T

x = 1

x = 0

1 2

3 4 0

x = 0 x = 1 2

3

T

Page 6: Licenta (Repaired)

6

K - condensator; PA - pompă de alimentare.

Schematic, figura 2.3 prezintă lanţul transformărilor energetice care apar în circuitul termic.

Fig.2.3 Lanţul transformărilor energetice

Generatorul de abur are rolul de a vaporiza apa şi de a o transforma în abur

saturat sau supraîncălzit. Acest proces se realizează cu aport de căldură din exterior

(arderea unui combustibil fosil, fisiune nucleară, energie geotermală, captare energie

solară).

Turbina cu abur asigură destinderea aburului, producând lucrul mecanic.

Generatorul electric transformă energia mecanică produsă de turbină în

energie electrică.

Condensatorul asigură condensarea vaporilor de apă eşapaţi din turbină.

Reprezintă sursa rece a ciclului termodinamic. Pentru evacuarea căldurii spre

exterior se poate utiliza drept agent de răcire apa sau (mai rar) aerul atmosferic.

Pompa de alimentare asigură faza de compresie cu consum de lucru

mecanic.

Bilanțul energetic al CCA

În figura 3.4 este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey bilanțul

energetic al CCA, iar în Tabelul 3.1. sunt explicitate principalele categorii de pirderi și

randamentele aferente.

GA TA K PA

Energieprimară

(combustibili fosili, fisiune nucleară, energie

solară, energie geotermală)

Lucrumecanic

spreexterior

Cedarecăldură

spreexterior

Aport delucru mecanicdin exterior

Page 7: Licenta (Repaired)

7

Fig. 3.4 Bilanțul energetic al unei CCA de condensație

Page 8: Licenta (Repaired)

8

1.1. Utilizarea cărbunelui în centrale conven ionale cu aburț

1.1.1. Categorii de centrale electrice pe cărbune

La ora actuală există o largă diversitate de tehnologii de conversie în energie electrică a energiei chimice înglobate în cărbune, aflate în diferite stadii de dezvoltare. În tabelul 1.2 și figura 1.4 sunt prezentate sintetizat aceste tehnologii.

Tabelul 0.1 Tehnologii de producere a energiei electrice bazate pe utilizarea cărbunelui

Tehnologie Acronim Stadiu de dezvoltare

Ciclu combinat cu gazeificare integrată a cărbunelui

IGCC În faza de cercetare- dezvoltare

Pile de combustie cu gazeificare a cărbunelui

IGFC În faza de cercetare

Ardere în pat fluidizat atmosferic

AFBC Comercial

Ardere în pat fluidizat sub presiune

PFBC La nivel de centrale pe cărbune-demonstrativ

Ardere în stare pulverizată cu parametrii subcritici pe parte de abur

PCC Demonstrată, disponibilă și comercială

Ardere în stare pulverizată cu parametrii supracritici pe parte de abur

PCC-SC Demonstrată, disponibilă și comercială

Ardere în stare pulverizată cu suprapresiune în focar

PPCC În stadiu de cercetare

2.1.2. Arderea cărbunelui în stare pulverizată

Înainte de a fi introdus în arzător, cărbunele este măcinat până la dimensiuni de

ordinul micronilor. Cărbunele, astfel măcinat, este introdus o dată cu aerul de ardere.

Particulele de cărbune ard în timp ce se deplasează prin focar, generând temperaturi

care se situează, în funcţie de caracteristicile combustibilului, în intervalul 1000-

cărbune măcinat + aer primar

aer secundar

gaze de ardere + cenuşă antrenată

cenuşă colectată la baza focarului

Page 9: Licenta (Repaired)

9

1500°C. O parte din pulberile rezultate în urma arderii ( 30%) cad la baza focarului,

restul fiind antrenate de către gazele de ardere.

Granulaţia mică a cărbunelui implică complicarea circuitului aer - gaze de

ardere prin introducerea unor echipamente specializate (mori de cărbune) care să

asigure măcinarea fină a combustibilului.

Creşterea performanţelor PCC este direct legată de creşterea performanţelor

ciclului termodinamic care stă la baza funcţionării acesteia. În acest sens se

amintesc următoarele metode principale:

Creşterea parametrilor iniţiali;

Introducerea supraîncălzirii intermediare;

Preîncălzirea regenerativă a apei de alimentare a cazanului;

Scăderea presiunii de condensaţie.

În condiţiile în care presiunea de condensaţie este dictată de nivelul termic al

sursei de răcire a condensatorului, principalele eforturi în ceea ce priveşte creşterea

performanţelor PCC s-au îndreptat înspre creşterea parametrilor iniţiali ai ciclului.

Bineînţeles, în acelaşi timp au fost luate în consideraţie efectele pozitive aduse de

supraîncălzirea intermediară şi de preîncălzirea regenerativă.

Centralele electrice cu arderea cărbunelui în stare pulverizată (PCC) au la bază

un ciclu termodinamic cu abur supraîncălzit de tip Hirn. Una dintre principalele

componente ale ciclului termic al centralei este cazanul de abur (care înglobează și

focarul). Cazanul de abur este format din canale de dimensiuni relativ mari în care

sunt imersate sisteme de țevi. Gazele de ardere provenite din arderea combustibililor

circulă prin canale, pe la exteriorul țevilor, cedând căldura către agentul termic (apa

și abur) care este vehiculat în interiorul acestora. Pereții canalelor pot fi realizați fie

din materiale ceramice rezistente la temperaturi înalte (cărămizi refractare), fie din

membrane metalice răcite la interior cu apă și/sau abur. Aerul necesar arderii și

gazele de ardere sunt vehiculate cu ajutorul unor ventilatoare. Gazele de ardere sunt

apoi dispersate în atmosferă prin intermediul unui coș, sau a unui turn de răcire.

Din punct de vedere al circulației apei și aburului în sistemul vaporizator se

disting următoarele tipuri de cazane:

Cu circulație naturală

Cu circulație forțată multiplă

Cu circulație forțată unică

Page 10: Licenta (Repaired)

10

Tipul circulației în sistemul vaporizator influențează decisiv caracteristicile

constructive și funcționale ale cazanului. În acest sens se amintesc presiunile

maxime pe care poate să le atingă aburul produs de cazan: 140 bar pentru cele cu

circulație naturală, respectiv 180 bar pentru cele cu circulație forțată multiplă.

Aburul produs de cazan este destins într-o turbină, producând lucru mecanic

utilizat pentru antrenarea unui generator electric. La eșaparea din turbină este

amplasat un condensator care reprezintă sursa rece a ciclului termodinamic. Răcirea

condensatorului se face cu o sursă exterioară, în majoritatea covârșitoare a cazurilor

fiind preferată apa. Condensul rezultat este pompat spre cazan, după ce în prealabil

temperatura acestuia este ridicată cu ajutorul unor preîncălzitoare regenerative care

utlilizează abur extras de la prizele turbinei.

Creșterea performanțelor PCC este direct legată de creșterea performanțelor

ciclului termodinamic care stă la baza funcționării acesteia. În acest sens se

amintesc următoarele metode principale:

creșterea parametrilor inițiali;

introducerea supraîncălzirii intermediare;

preîncălzirea regenerativă a apei de alimentare a cazanului;

scăderea presiunii de condensație.

Grupurile energetice cu parametrii supracritici s-au dezvoltat în special în 4

țări: Germania, Danemarca, Japonia și SUA, dar există și în țări, precum, China,

Olanda, etc

Tabelul 0.2 Grupurile energetice cu parametrii supracritici [4]

Amplasament

Isogo Yuhuan Wai Gao Qiao 3

Westfalen Eemshafen Lünen Mainz

Țară Japonia China China Germania Olanda Germania Germania

Putere unitară [MW]

1 x 600 4 x 1000

2 x 1000

2 x 800 2 x 800 1 x 800 1 x 800

Presiune abur viu [bar]

251 262 270 275 275 270 273

Temperatura

abur viu [ ]

600 600 600 600 600 600 600

Temp. abur intermediar [

]

610 600 600 610 610 610 610

Page 11: Licenta (Repaired)

11

An de punere în funcțiune

2001 2007 2008 2011 2012 2012 2013

Figura 0.1 Turbină cu abur din cadrul centralei electrice Lippendorf (Germania) [1]

2.1.3. Arderea cărbunelui în pat fluidizat atmosferic

Principiul de funcţionare al acestui tip de centrală constă din introducea pe la

partea superioară a focarului a cărbunelui concasat (particule cuprinse între 6 – 20

mm), în contracurent cu un flux de aer ascendent. Sub acţiunea forţei de gravitaţie,

respectiv a forţei ascensionale generată de aer, particulele de combustibil (împreună

cu cantităţi importante de cenuşă şi nisip) rămân în suspensie în timpul arderii în

interiorul focarului, formând un pat (strat) cu proprietăţi asemănătoare fluidelor. Se

menţionează că particulele de combustibil reprezintă doar aproximativ 1% din masa

patului fluidizat.

Page 12: Licenta (Repaired)

12

Figura 0.2 Schemă simplificată a CCA cu ardere a cărbunelui în pat fluidizat atmosferic [5]

În practică s-au dezvoltat două categorii de astfel de instalaţii:

a) cazane cu ardere în pat fluidizat fierbător;

Figura 0.3 Schema tehnologică a unui cazan cu arderea cărbunelui în pat fluidizat fierbător [6]

b) cazane cu ardere în pat fluidizat circulant.

Page 13: Licenta (Repaired)

13

Figura 0.4 Unitate cu arderea cărbunelui în pat fluidizat circulant [7]

În prima variantă particulele din patul fluidizat se află într-o permanentă

agitaţie („fierbere”). Gazele de ardere ies pe la partea superioară a focarului şi sunt

evacuate în atmosferă prin intermediul unui coş, după ce în prealabil au fost

desprăfuite. În interiorul focarului sunt imersate ţevi prin care trece agentul de lucru

apă – abur.

Principala diferenţă care apare în varianta cu pat fluidizat circulant constă din

prezenţa la ieşirea din focar a unui ciclon. În acest ciclon sunt reţinute şi retrimise în

focar particulele grele de cărbune care nu au ars în întregime, precum şi nisipul şi

cenuşa, care au fost antrenate din patul fluidizat de către gazele de ardere. Deci,

patul fluidizat nu mai este staţionar, apărând o buclă de circulaţie. Varianta se

caracterizează, de asemenea, printr-o zonă separată în raport cu focarul, în care

sunt dispuse toate sau o parte din suprafeţele convective de schimb de căldură

aferente circuitului apă – abur.

Din punctul de vedere al ciclului cu abur nu există diferenţe notabile faţă de

instalaţiile cu ardere a cărbunelui în stare pulverizată (PCC).

Este posibilă instalarea unui schimbător suplimentar de căldură, plasat în

paralel cu circuitul de reîntoarcere a particulelor grele de la ciclon către focar. În

acest schimbător, particulele fierbinţi cedează căldură către supraîncălzitorul

intermediar al ciclului cu abur. Reglarea cantităţii de particule fierbinţi care pătrund în

acest schimbător permite reglarea cu precizie a temperaturii din focar.

Page 14: Licenta (Repaired)

14

Cele mai bune performanţe se obţin atunci când amestecul din focar este

intensiv, recircularea importantă şi timpul de staţionare al particulelor în focar este

lung. Randamentul cazanului în pat fluidizat (90%) este, în general, puţin mai ridicat

decât al unui cazan clasic (88%), contribuind la îmbunătăţirea randamentului global

al unităţii.

2.1.4. Posibilităţi de creştere a randamentului

Necesitatea economică de a micşora costul de producere a energiei electrice,

reducând consumul de combustibil, impune analizarea tuturor căilor de îmbunătăţire

a randamentului. Această îmbunătăţire se poate face atât ansamblul centralei prin

adoptarea de puteri unitare cât mai mari şi prin raţionala dimensionare a capacităţilor

de producere, a părţilor de instalaţie cât şi urmărind optimizarea fiecărui randament

parţial.

Principalele eforturi de creştere a eficienţei globale de conversie a energiei

primare în energie electrică trebuie îndreptate în sensul majorării randamentului

termic ηT al ciclului termodinamic utilizat (Hirn), acest lucru reieşind din expresia

randamentului de producere a energiei electrice (randamentul electric brut), unde ηT

este inferior celorlalte componente.

Expresia randamentului de producere a energiei electrice (randamentul

electric brut) este următoarea:

unde:

B - este randamentul electric brut,

GA - este randamentul generatorului de abur,

CD - este randamentul conductelor,

T - este randamentul termic,

M - este randamentul mecanic,

G - este randamentul generatorului electric.

Expresia randamentului termic este următoarea:

Page 15: Licenta (Repaired)

15

,

unde:

Q1, reprezintă căldura primită la sursa caldă

Q2, reprezintă căldura cedată la sursa rece a ciclului.

Supraîncalzirea intermediară (SÎI) este o metodă de creștere a randamentului ce acționează asupra sursei calde a ciclului termodinamic. Această metodă este justificată în cazul centralelor de mare putere (>100 MW).

SÎI presupune ca destinderea aburului în turbină sa fie întreruptă, iar acesta să fie trimis înapoi la generatorul de abur. Aici este reîncălzit până la temperatura inițială și apoi se destinde din nou în turbină.

2.1.6. Realizări în domeniul centralelor convenţionale cu abur

În cele ce urmează sunt prezentate o serie de exemple de grupuri cu

parametrii supracritici pe parte de abur.

a) Blocul 3 din centrala Nordjyllandsvaerket – Danemarca,

este demonstrativ la acest nivel de parametri (285 bari, 580oC / 580oC), care au

condus la un randament termic de 47%.

Combustibil utilizat:

- bază: cărbune bituminos

- rezervă: păcură

Generatorul de abur:

- debit nominal: 954 t/h

- parametri abur: 290 bar, 582 oC

- tip cazan: Benson, tip turn, configurat pentru dublă

supraîncălzire

- furnizor: FLS miljo / BWE, Aalborg Industries A/S,

Volund Energy A/S

- arzătoare: 16 arzătoare duale cărbune/păcură

Page 16: Licenta (Repaired)

16

- consum combustibil: 117 t/h la funcţionare pe cărbune

68 t/h la funcţionare pe păcură

- randament: 95,2 %

- înălţime cazan: 70 m

Turbina cu abur:

- tip: dublă supraîncălzire

- furnizor: GEC Alstom

- putere: 411 MW

Electrofiltre:

- eficienţă: 99,9 %

Instalaţia de desulfurare:

- tip: umed

- grad de reţinere: 96 %

Instalaţie reducere NOx

grad de reţinere: 80 %

b) Centrala Avedore din Danemarca

este una din cele care au concepţia cea mai avansată din Europa, cu parametri de

305 bari, 582oC/600oC, cu un randament termic de 49 %.

c) La centrala Waigaoqiao din China

au fost instalate 2 blocuri de 900 MW cu parametri supracritici. La acest nivel de

putere există doar 27 de centrale în exploatare şi 11 în construcţie, toate în SUA,

Japonia sau Germania. Instalarea acestor blocuri la centrala Waigaoqiao a avut ca

scop reducerea deficitului acut de putere din regiunea Shanghai şi a condus totodată

şi la reducerea însemnată a emisiilor poluante în zonă.

Cazanele de la Waigaoqiao ard cărbune cu Pci = 5445 kcal/kg cu 0,43% S,

11 – 15% cenuşă şi sunt prevăzute cu arzătoare cu NOx redus şi cu electrofiltre de

mare performanţă.

d) Centrala Suijun – China

este cea mai mare centrală pe cărbune cu parametri supracritici din această ţară,

fiind realizată cu echipamente livrate de Rusia (cel mai mare export complex de

echipament rusesc). Puterea centralei este de 3200 MW.

Page 17: Licenta (Repaired)

17

Generatorul de abur:

- tip: cu străbatere forţată cu supraîncălzire

intermediară

- furnizor: Krasnyi Kotelchik, Rusia

- debit de abur: 2650 t/h

- combustibil: cărbune bituminos cu umiditate 9,6 %,

cenuşă 19,8 % şi Pci = 22,4 MJ/kg

- parametri aburului viu: 250 bar, 545 oC

- parametri aburului supraîncălzit: 39 bar, 545 oC

- randament: 92,3 %

Turbina cu abur:

- proiectant şi furnizor: GEC Alstom

- putere: 800 MW

- un corp de IP şi 3 corpuri de JP

e) Unitatea 5 de la centrala Staudinger – Germania,

cu funcţionare pe lignit, este un proiect important, ce poate fi folosit ca model din

punct de vedere al soluţiilor şi performanţelor.

- putere: 500 MW

- parametrii aburului la intrarea în turbină: 250 bar, 540 oC

- parametrii aburului la ieşirea din generator: 262 bar, 545 oC

- temperatura aburului supraîncălzit

intermediar la intrarea în turbină: 560 oC

- combustibil: cărbune

- temperatura de calcul la ieşire din focar: 1250 oC

- temperatura apei de alimentare: 270 oC

- temperatura gazelor arse: 125 oC

- este prevăzut cu instalaţie de desulfurare umedă, unde gazele se spală într-un

scruber cu calcar şi se produce gips (SO2 200 mg/Nm3)

Page 18: Licenta (Repaired)

18

- NO2 200 mg/Nm3 (arzătoare cu NOx redus şi catalizator)

- consumul serviciilor proprii: 8,1 %

- randament global pe bloc: 43 %

f) Centrala Schwarze Pumpe – Germania,

cea mai mare centrală pe lignit construită în această ţară:

- echipare: 2 unităţi de 800 MW

- parametrii aburului la turbină: 250 bar, 544 oC / 562 oC

- debit de abur: 638 kg/s

- parametrii apei de alimentare a generatorului: 320 bar, 270 oC

- randament global net pe bloc: 41 %

În figurile 2.10 – 2.12 sunt prezentate imagini aferente unor centralele

electrice pe cărbune cu parametrii supracritici pe parte de abur.

Page 19: Licenta (Repaired)

19

Fig. 2.10. Vedere asupra centralei Schwarze Pumpe (Germania)

Fig. 2.11 Vedere asupra centralei Lippendorf (Germania)

Fig. 2.12 Turbină cu abur din cadrul centralei electrice Lippendorf (Germania)

În figura 2.13 este prezentată o distribuţie a centralelor pe plan mondial.

Diferenţele între tehnologia subcritică şi cea supracritică se limitează doar la un

număr restrâns de componente din centrală, ceea ce permite şi unor ţări în curs

de dezvoltare să aibă posibilitatea fabricării unor părţi ale centralei.

De exemplu, China şi India au deja capacităţi importante de fabricaţie a

părţilor comune centralelor subcritice şi supracritice şi se pregătesc să realizeze şi

fabricaţia unor elemente specifice părţilor supracritice. Astfel, turboagregatele şi

cazanele pentru 2 blocuri de 900 MW, cu parametri supracritici, pentru centrala

Waigaoqiao, sunt fabricate în China.

Page 20: Licenta (Repaired)

20

Fig. 2.13 Centrale cu parametri supracritici

La ora actuală, calitatea materialelor limitează parametrii aburului viu la valori

sub 300 bari şi 620oC.

Programe de cooperare speciale s-au dezvoltat în lume pentru realizarea unor

echipamente cu parametri supracritici cât mai performante.

Astfel de programe sunt Marko (Germania), Cost 522 şi Thermie 700

(programe ale Uniunii Europene de Centrale cu tehnologii avansate), EPRI 1403 –

50 (SUA), CRIEPI Japonia.

2.2 Ipoteze de calcul

2.1. Date ini ialeț

Se consideră următoarele elemente care caracterizează bilanţul energetic al

centralei convenţionale cu abur:

- cota de servicii proprii electrice εsp = 0,05

- randamentul mecanic al turbinei cu abur și randamentul generatorului

electric ηG *ηM = 0,98

Page 21: Licenta (Repaired)

21

- randamentul termic al turbinei cu abur ηTTA = 0,38

- randamentul termic al turbinei cu gaz ηTITG = 0,36

- randamentul generatorului de abur ηGA = 1

Se cunoaşte puterea electrică netă a grupului ca fiind:: PNET = 500 MW

Se vor calcula:

Puterea electrică brută:

Puterea termică intrată odată cu combustibilul:

Debitul de combustibil B: → ,

unde Hii reprezintă puterea calorifică inferioară a combustibilului

Hii = 33000 KJ/Kg

- Durata anuală de utilizare a puterii instalate = 6000 h/an

- Energia electrică produsă anual:

- Energia electrică livrată anual:

- Consumul anual de combustibil:

- Se va efectua bilanţul anual de energie.

2.3.Bilanţul energetic

În fig.2.14 este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey bilanţul

energetic al CCA, iar în tabelul 2.1 sunt explicitate principalele categorii de pierderi şi

randamentele aferente.

Page 22: Licenta (Repaired)

QGA

QCd

Q0

P M

PG

QK

PM

PG

PB

T

Q1

Q1

22

Fig. 2.14. Bilanţul energetic al unei CCA de condensaţie

Randamentul de producere a energiei electrice (randamentul electric brut)

este dat de produsul randamentelor (vezi Tabelul 2.1):

iar puterea electrică la bornele generatorului (puterea electrică brută) este:

Puterea electrică livrată către consumator este inferioară valorii obţinute cu

ajutorul relaţiei . Acest fapt se datorează, pe de-o parte, consumurilor

interne ale CCA (ex. motoare de antrenare a pompelor, ventilatoarelor, etc.), iar pe

de altă parte pierderilor care apar în sistemul interior de transport a energiei electrice

(ex. în transformatoare). Puterea livrată către consumator, denumită putere

electrică netă, va fi în acest caz:

unde se defineşte randamentul net de producere a energiei electrice:

Page 23: Licenta (Repaired)

23

Tabelul 2.1 Categorii de pierderi şi randamentele aferente pentru CCA

Categoria de pierdereNotaţie

(vezi fig.2.14)

Randamentul

aferent

Valori uzuale pentru

randament

Pierderi în cazanul de abur

datorită: arderii incomplete din

punct de vedere chimic şi mecanic,

pierderilor de căldură prin

evacuarea în exterior a produselor

de combustie (gaze de ardere,

zgură), pierderilor de căldură prin

radiaţie şi convecţie în mediul

ambiant

QGA

GA

(randament

generator de

abur)

0,85 - 0,92

(în funcţie de tipul

combustibilului şi de

dimensiunea

cazanului)

Pierderi în conductele de legătură

ale circuitului termicQCD

CD

(randament

conducte)

0,97 - 0,99

Pierdere datorată căldurii cedate la

sursa rece a ciclului termodinamic

(condensator)

QK

T

(randamentul

termic)

0,35 - 0,49

Pierderi de putere datorate

frecărilor din lagărele turbinei cu

abur

PM

M

(randament

mecanic)

0,99 – 0,996

(crescător odată cu

puterea)

Pierderile de putere în generatorul

electric. Ţine seama de pierderile

mecanice ale acestuia şi de cele

electrice din înfăşurările statorice şi

rotorice.

PG

G

(randament

generator

electric)

0,975 – 0,99

(crescător odată cu

puterea)

Termenul reprezintă cota de servicii proprii electrice a centralei. Ea are în

general valori cuprinse în intervalul 0,05 - 0,15. Valoarea lui depinde de tipul

combustibilului (mai mare în cazul cărbunilor) şi de puterea instalată.

Randamentul dat de expresia este inferior celui mai mic

dintre randamentele componente. Din tabelul 2.1 se poate observa că cele mai mici

valori pot fi întâlnite în cazul randamentului termic al ciclului T. Deci, principalele

eforturi de creştere a eficienţei globale de conversie a energiei primare în energie

electrică trebuiesc îndreptate în sensul majorării randamentului termic al ciclului

termodinamic utilizat (Hirn).

Page 24: Licenta (Repaired)

24

2.3.1. Exemplu de calcul

Se vor calcula:

- Puterea electrică brută:

MW PB = 526 MW

- Randamentul ciclului combinat:

- Debitul de combustibil B:

→ m3N/h Hii = 33000 kJ/kg

unde reprezintă puterea calorifică inferioară a combustibilului

- Durata anuală de utilizare a puterii instalate: = 6000 h/an

- Energia electrică produsă anual: MWh/an

Eanp = 3156000 MWh/an

- Energia electrică livrată anual: MWh/an

Eanl = 3000000 MWh/an

- Consumul anual de combustibil: m3N/an

Ban = 626340 m3N/an

Bilanţul anual de energie este următorul:

Parametrul U.M. Valoare

Durata anuală de utilizare a puterii instalate ( ) h/an 6000

Puterea electrică brută (PB) MW 526

Puterea electrică netă (PNET) MW 500

Page 25: Licenta (Repaired)

25

Energia electrică produsă anul (Eanp) MWh/an 3156000

Energia electrică livrată anual (Eanl) MWh/an 3000000

Debitul de combustibil (B) m3N/h 104

Consumul anual de combustibil (Ban) m3N/an 626340

2. Analiza tehnică a soluţiei de echipare cu ciclu combinat gaze-abur

3.1. Descrierea soluţiei

3.1.1. Prezentare generală a ciclului combinat gaze – abur

Page 26: Licenta (Repaired)

26

Centrala convenţională cu ciclu combinat gaze - abur este o centrală

electrică care se bazează pe o combinare de turbină cu gaze (ciclu Joule) cu un ciclu

Rankine şi care pentru producerea de energie electrică şi termică foloseşte arderea

unor combustibili fosili (cărbune, petrol, gaze naturale).

Randamentul Carnot maxim care poate fi obţinut în cazul unui ciclu

termodinamic ideal este:

unde:

sT reprezintă temperatura maximă obţinută la sursa caldă,

iT temperatura mediului ambiant.

Randamentul termic în cazul unui ciclu real este evident mai mic. Scăderea

acestuia faţă de valoarea maximă dată de relaţia 3.1 este cauzată în principal de:

Pierderi energetice (în concordanţă cu prima lege a termodinamicii);

Pierderi exergetice (în concordanţă cu a II-a lege a termodinamicii);

Obţinerea unei temperaturi medii superioare şi inferioare mai mici, respectiv

mai mari decât sT , respectiv iT . Acest lucru se datorează faptului că la ciclurile reale

(Brayton, Hirn), spre deosebire de ciclul Carnot, transferul de căldură se face izobar

şi nu izoterm.

În fig.3.1 sunt prezentate intervalele uzuale de temperatură în care are loc

extracţia de lucru mecanic pentru o instalaţie de turbină cu abur (ITA), o instalaţie de

turbină cu gaze în circuit deschis (ITG) şi un ciclu combinat gaze-abur (CCGA).

În cazul ciclurilor cu abur, extracţia de lucru mecanic are loc în domeniul

temperaturilor relativ joase. Deşi la sursa caldă temperatura rezultată în urma arderii

combustibilului poate ajunge la (1800...2000)°C, aceea a aburului nu depăşeşte în

mod uzual (540...570)°C. În schimb, temperatura inferioară a ciclului se apropie

foarte mult de aceea a mediului ambiant.

Page 27: Licenta (Repaired)

27

Fig. 3.1 Intervale de temperatură între care are loc extracţiade lucru mecanic ( AT - temperatura mediului ambiant)

La ciclul cu gaze extracţia de lucru mecanic poate începe chiar de la

temperatura obţinută prin ardere la sursa caldă. În schimb, evacuarea căldurii la

sursa rece se face o temperatură mult superioară celei corespunzătoare mediului

ambiant, ducând la pierderi exergetice considerabile.

Din cele afirmate mai sus se pot trage trei concluzii:

ITG lucrează bine în domeniul temperaturilor înalte;

ITA lucrează bine în domeniul temperaturilor medii şi joase;

Temperatura la care se opreşte extracţia de lucru mecanic în ITG este de

acelaşi ordin de mărime cu aceea la care începe să lucreze ITA.

Deci, este interesantă realizarea unei cascade termodinamice în două trepte,

care conţine un ciclu cu gaze urmat de unul cu abur.

Ciclul combinat gaze-abur lucrează între temperatura medie superioară

corespunzătoare ITG şi temperatura medie inferioară corespunzătoare ITA.

Rezultatul este o creştere considerabilă a randamentului Carnot faţă de ciclurile

simple.

T A(40 - 50)oC

(540 - 570)oC

(560 - 600)oC

(1100 - 1300)oC (1100 - 1300)oC

ITG

CCGA

ITA

(40 - 50)oC

Page 28: Licenta (Repaired)

28

3.1.2. Ciclul combinat gaze-abur fără postcombustie

Este varianta în care are loc o suprapunere perfectă între ciclul de gaze şi cel

cu abur. Combustibilul este injectat doar în ciclul cu gaze. Sursa rece a ciclului cu

gaze reprezintă sursa caldă pentru cel cu abur. Este cazul tipic pentru un ciclu

combinat de tip "serie", deci al unei cascade termodinamice în care ciclul inferior din

punct de vedere al potenţialului termic (ciclul cu abur) este strict dependent de cel

superior (ciclul cu gaze). Combustibilul folosit trebuie să fie "curat" din motive de

protecţie a turbinei cu gaze. Reprezintă filiera cea mai răspândită în cadrul ciclurilor

combinate gaze-abur.

În fig.3.2 este prezentată schema de principiu pentru un ciclu combinat

gaze-abur fără postcombustie.

Fig.3.2. Schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur fără postcombustie

1.compresor, 2.cameră de ardere, 3.turbina cu gaze, 4.generator recuperator de abur,5.coş de ocolire,6.coş, 7.turbină cu abur, 8.condensator, 9.pompă de alimentare,

10.generator electric; (a. aer, b. gaze de ardere, c. abur, d. apa)

Gazele de ardere eşapate din ITG conţin suficientă căldură şi au un potenţial

termic suficient de ridicat pentru a putea fi folosite în scopul producerii de abur. Abur

astfel produs evoluează în ciclul termodinamic inferior, dezvoltând lucrul mecanic şi

puterea electrică în turbina cu abur.

Instalaţia de turbină cu abur (ITA) este total subordonată faţă de ITG,

neputând funcţiona singură. În schimb, ITG poate să lucreze independent. În acest

caz gazele de ardere vor fi evacuate în atmosferă prin intermediul unui coş de by-

Page 29: Licenta (Repaired)

29

pass, ocolind generatorul de abur.

Din cele afirmate mai sus se pot trage trei concluzii:

combustibilii utilizaţi în acest ciclu combinat gaze - abur trebuie să

satisfacă cerinţele ITG;

în generatorul de abur recuperator, transferul de căldură este

predominant de tip convectiv. Structura acestui GA este diferită de cazul

convenţional cu abur.

3.1.3. Componentele STAG

3.1.3.1. Instalaţia de turbină cu gaze

Instalaţia de turbină cu gaze (ITG) reprezintă componenta principală a unui

STAG. ITG este o maşină termică care realizează conversia energiei chimice a

combustibilului în energie mecanică, utilizând ca agent termic un gaz. Gazele

utilizate în acest scop pot fi: aer, gaze de ardere, dioxid de carbon, heliu, etc.

Într-o proporţie covârşitoare, în centralele termoelectrice se utilizează ITG în

circuit deschis, în care agentul de lucru este reprezentat de aerul atmosferic. ITG în

circuit închis au o răspândire limitată, putând fi întâlnite în cadrul unor filiere de

centrale nuclearo-electrice.

În fig.3.3 este prezentată schema de principiu a instalaţiei de turbină cu gaze.

Fig.3.3. ITG în circuit deschis

K- compresor; CA - cameră de ardere; TG - turbină cu gaze; FA - filtru de aer;AZ - amortizor de zgomot; GE - generator electric

Pentru a proteja turbina cu gaze contra fenomenului de eroziune, gazele de

ardere provenite din CA trebuie să fie deosebit de curate din punct de vedere al

5

GE

FA

3 2

1

0

K TG 1

CA 1

4 AZ

Page 30: Licenta (Repaired)

30

conţinutului de pulberi. În consecinţă, nu este posibilă utilizarea directă în ITG a

combustibililor solizi.

În tabelul 3.1 sunt prezentate tipurile de combustibil utilizabile în ITG.

Tabelul 3.1. Combustibili posibil a fi utilizaţi în ITG

Combustibili tradiţionali gaz natural

combustibil lichid uşor (motorină)

Combustibili lichizi speciali

metanol

păcură grea

kerosen

Combustibili gazoşi speciali

gaz de sinteză

gaz de furnal

gaz de gazogen

Din punct de vedere al concepţiei de proiectare, se disting două familii de

instalaţii de turbine cu gaze:

ITG de tip industrial ("heavy-duty")

Se caracterizează prin faptul că încă de la început ele au fost gândite pentru

aplicaţii industriale (producere de energie electrică sau antrenări mecanice).

Tehnologia de fabricaţie a acestora se bazează pe cea corespunzătoare turbinelor

cu abur. Obiectivul unei astfel de ITG este de a furniza o putere cât mai mare pentru

un debit dat de aer aspirat de compresor.

ITG de tip aeroderivativ

Proiectarea acestor tipuri de instalaţii are la bază concepţia de realizare a

motoarelor de aviaţie. Principala cerinţă ce trebuie îndeplinită este realizarea unui

consum specific de combustibil cât mai redus, pentru a limita cantitatea de carburant

care trebuie transportată. Este necesară obţinerea unui randament cât mai ridicat.

În raport cu o unitate energetică care are la bază un ciclu convenţional cu

abur, una din principalele caracteristici ale instalaţiilor de turbină cu gaze este

structura compactă.

Page 31: Licenta (Repaired)

31

Pentru exemplificare, în fig.3.4 este prezentată schiţa unei ITG de fabricaţie

General Electric.

Fig. 3.4. ITG de tip MS 7000 EA de fabricaţie General Electric

Se pot face următoarele observaţii generale:

Sursa caldă a ITG, camera de ardere, are dimensiuni mult mai reduse

decât cele ale unui generator de abur, care îndeplineşte aceeaşi funcţie în

cadrul centralelor termoelectrice convenţionale.

Cele trei piese principale ale ITG - compresorul de aer, camera de ardere,

respectiv turbina cu gaze - sunt amplasate una lângă alta. Se elimină

astfel necesitatea unor canale lungi de legătură între aceste componente.

Utilizarea ca sursă rece a aerului atmosferic elimină de asemenea

condensatorul şi celelalte circuite voluminoase de apă de răcire întâlnite

uzual la turbinele cu abur.

Caracteristicile prezentate mai sus generează timpi de construcţie-montaj

foarte reduşi în comparaţie cu alte filiere energetice. De asemenea, investiţia

specifică este relativ scăzută.

3.1.3.2. Generatorul de abur recuperator

Generatorul de abur recuperator reprezintă interfaţa între ciclul cu gaze şi cel

cu abur. El este format din fascicule de ţevi prin care circulă agentul apă-abur,

Page 32: Licenta (Repaired)

32

spălate la exterior de fluxul de gaze de ardere. Ca şi în cazul generatoarelor de abur

convenţionale, se întâlnesc patru tipuri posibile de suprafeţe de schimb de căldură

convective:

Economizorul (ECO): apa este adusă până aproape de

temperatura de saturaţie.

Vaporizatorul (VAP): apa trece în stare de vapori saturaţi.

Supraîncălzitorul primar (SÎ): vaporii de apă sunt aduşi la

temperatura de ieşire din cazan.

Supraîncălzitorul intermediar(SÎI): după destinderea în primul

corp de turbină aburul este reîncălzit.

Unul din elementele care diferenţiază din punct de vedere constructiv şi

funcţional generatoarele de abur recuperatoare este tipul circulaţiei agentului apă-

abur în sistemul vaporizator. Soluţiile întâlnite în mod uzual sunt cele cu circulaţie

naturală, respectiv cu circulaţie forţată multiplă.

În prima variantă circulaţia în sistemul vaporizator se face pe baza diferenţei

de densitate între apa care coboară şi emulsia apă-abur care urcă spre tambur.

Înălţimea ţevilor vaporizatorului trebuie să fie suficient de mare, impunând o

dispunere pe orizontală a cazanului din punct de vedere al traseului de gaze de

ardere (Fig. 3.5). În acest caz ţevile care formează suprafeţele de schimb de căldură

sunt dispuse vertical, fiind suspendate de plafonul cazanului.

Fig. 3.5 Schiţa unui generator de abur recuperator cu circulaţie naturală

T - tambur

Pentru generatoare de abur cu circulaţie forţată multiplă, prezenţa pompei de

circulaţie în sistemul vaporizator reduce înălţimea necesară pentru ţevile acestuia.

Cazanul recuperator poate fi dispus în acest caz pe verticală (Figura 2.6). Ţevile prin

care circulă agentul apă-abur sunt dispuse pe orizontală, susţinerea fiind asigurată de

Page 33: Licenta (Repaired)

33

suporţi verticali. Se menţionează faptul că în ultima perioadă de timp au fost

dezvoltate şi o serie de generatoare de abur recuperatoare prevăzute cu circulaţie

forţată unică în sistemul vaporizator.

Fig. 3.6 Schiţa unui generator de abur recuperator cu circulaţie forţată multiplă T - tambur; PC - pompă de circulaţie.

3.1.3.3. Instalaţia de turbină cu abur

În cadrul unui STAG se disting două posibilităţi de dispunere a turbinei cu abur:

Turbina cu abur este dispusă pe o linie de arbori separată în raport cu ITG

ITG şi turbina cu abur sunt dispuse pe aceeaşi linie de arbori.

Cea de-a doua soluţie prezintă o serie de avantaje în raport cu prima:

Permite realizarea unor scheme compacte ale STAG.

Se obţine o reducere a investiţiei iniţiale de 2 - 4 procente. Reducerea se

datorează în primul rând faptului că se foloseşte o singură gospodărie de

ulei, un singur generator electric şi un singur transformator bloc

În fig. 3.6 sunt prezentate diferite modalităţi pentru o astfel de amplasare.

Page 34: Licenta (Repaired)

34

Fig. 3.6. Modalităţi de dispunere a ITG şi TA pe aceeaşi linie de arbori

1 - lagăr axial; 2 - cuplă rigidă; 3 - ambreiaj; 4 - cuplă elastică; TA - turbină cu abur; G – generator electric

În cazul dispunerii pe o singură linie de arbori una din problemele importante

este comportarea turbinei cu abur la pornire. Lansarea acestuia are loc pe baza

energiei primite de la ITG, înainte de admisia aburului. Există pericolul ca în zona

corpului de joasă presiune să apară supraîncălziri datorită frecării paletelor cu aerul

care staţionează. Ca urmare, este nevoie de o sursă exterioară de abur pentru

răcirea acestui corp în momentele de pornire. O altă variantă o reprezintă utilizarea

unui cuplaj de tip ambreiaj între turbina cu abur şi generatorul electric, astfel încât

ITG să pornească independent. Ulterior, după ce a demarat producţia de abur în GR,

urmează să intre în funcţiune şi TA.

Page 35: Licenta (Repaired)

35

Fig. 3.7. STAG cu două linii de arbori (două ITG pentru o ITA)

Page 36: Licenta (Repaired)

36

Fig. 3.8. STAG cu o linie de arbori (o ITG pentru o ITA)

Fig. 3.9 Vedere de sus – STAG cu dispunere pe mai multe linii de arbori

Fig. 3.10. Secţiune printr-un STAG cu dispunere pe o singură linie de arbori

1 – aspiraţie aer în ITG; 2 – ITG; 3 – generator electric; 4 – generator de abur;5 – turbină cu abur; 6 – condensator de abur cu dispunere axială

Page 37: Licenta (Repaired)

37

3.1.4. Realizări în domeniul STAG

Faţă de alte filiere de producere a energiei pe bază de combustibili fosili

STAG prezintă o serie de avantaje certe:

STAG atinge cele mai mari valori privind eficienţa de conversie a energiei

înglobate într-un combustibil fosil în energie electrică (Figura 3.7).

STAG are o durată relativ scurtă de construcţie şi montaj faţă de celelalte

tipuri de centrale. În plus, există posibilitatea ca partea de ITG (care reprezintă

aproximativ 2/3 din puterea totală) să fie pusă în exploatare mai repede, urmând ca

ulterior să fie conectată şi partea de abur. Recuperarea investiţiei poate începe foarte

repede, odată cu punerea în funcţiune a ITG.

Tendinţa actuală, regăsită şi în legislaţie, este de a minimiza impactul pe

care o centrală electrică îl are asupra mediului înconjurător. Unul din principalele

obiective este reducerea emisiilor de noxe în atmosferă. Din acest punct de vedere

STAG prezintă anumite avantaje:

- Funcţionarea ITG, respectiv STAG, este condiţionată de existenţa unui

combustibil "curat", emisiile de SO2, cenuşă, metale grele etc., fiind

sensibil diminuate.

- În domeniul reducerii emisiei de NOX deosebit de eficiente s-au dovedit

tehnicile aplicate la ITG: injecţii cu apă sau abur în camera de ardere,

camere de combustie cu ardere în trepte etc.

- Eficienţa deosebit de ridicată a STAG contribuie la reducerea emisiilor

de CO2. Acelaşi efect îl are şi utilizarea unor combustibili cu raport mic

între numărul de atomi de carbon, respectiv hidrogen (ex. gazul metan).

O altă problemă este constituită de evacuarea căldurii din centrală. Din nou

STAG, prin înalta sa eficienţă, este avantajat. O mare parte din energia primară este

transformată în energie electrică, reducându-se corespunzător cota de căldură

evacuată în mediul înconjurător. Necesarul de apă de răcire în cazul STAG este

sensibil mai mic decât la CCA.

Toate cele arătate mai sus relevă faptul că STAG prezintă reale avantaje faţă

de alte categorii de centrale electrice bazate pe combustibili fosili. Totuşi, evoluţia

ascendentă a preţului gazului natural reprezintă un impediment important în calea

dezvoltării acestei filiere energetice.

Page 38: Licenta (Repaired)

38

Dintre realizările deosebite realizate în domeniul STAG se pot aminti:

I. La momentul punerii în funcţiune (anul 1991), Ambarli (Turcia), realizare a

firmei Siemens, reprezenta cea mai mare centrală din Europa echipată cu STAG

(1350 MW). Aceasta cuprinde trei unităţi, fiecare având două ITG şi o ITA. În aprilie

1991, în decursul probelor de garanţie pentru prima unitate, s-a atins un randament

net de 52,5 % pentru regim de bază, respectiv 53,17 % pentru regim de vârf, ceea ce

reprezenta la ora respectivă un record mondial.

II. STAG echipate cu ITG de tip GT24 (Agawam, SUA) şi GT26 (Taranaki, Noua Zeelandă), de fabricaţie Alstom s-au dovedit a fi performante. În cel de-al doilea caz eficienţa netă depăşeşte 58 %.

III. Firma General Electric a realizat o centrală echipată cu STAG la Baglan

Bay, în Marea Britanie. În acest scop a fost utilizat noul model de ITG de tip 9H.

Principala noutate constă în faptul că o parte din răcirea componentelor turbinei cu

gaze este realizată, în circuit închis, cu abur prelevat de la ieşirea din corpul de înaltă

presiune al turbinei cu abur. Puterea centralei este de 480 MW, iar eficienţa acesteia

poate atinge 60 %.

Page 39: Licenta (Repaired)

39

Fig. 3.11. Randamente pentru diverse tipuri de cicluri termodinamice

a - hidrocarburi; b - cărbune, 1,2 - CCA; 3 - STAG; 4 - CCFF; 5 - ITG

Tabelul 3.4. Centrale electrice de mare capacitate echipate cu STAG

Amplasament

(beneficiar)

Nr.

ITG

Nr.

ITA

Putere

electrică totală

ISO, MW

An de

punere în

funcţiune

TEPCO Futtsu I, Japonia 7 7 1155 1986

Trakya, Turcia 8 4 1200 1987

TEPCO Futtsu II, Japonia 7 7 1155 1988

EGAT, Thailanda 12 6 2112 1990

Ambarli, Turcia 6 3 1350 1991

Kilingholme, Marea Britanie 4 2 900 1992

KEPCO Seoinchon, Coreea de

Sud

8 8 1886 1992

Rayong, Thailanda 6 3 900 1993

Tanjung Priok, Indonesia 6 2 1142 1994

Barking Reach, Marea Britanie 5 2 1000 1995

Black Point, Honk Kong 8 8 2400 1996

Eemscentrale, Olanda 5 5 1675 1996

Didcot B, Marea Britanie 4 2 1370 1997

Hsita, Taiwan 15 5 2200 1998

TEPCO Yokahama, Japonia 8 8 2800 1998

Poryong, Coreea de Sud 8 4 2000 1998

Page 40: Licenta (Repaired)

40

3.2. Ipoteze de calcul

Se consideră următoarele elemente care caracterizează bilanţul energetic al

unui ciclu combinat gaze-abur fără postcombustie (STAG):

Bilanţ ITA

- cota de servicii proprii electrice εsp = 0,08

- randamentul generatorului electric ηG = 0,987

- randamentul mecanic al turbinei cu abur ηM = 0,996

- randamentul termic al ciclului ηT = 0,5

- randamentul generatorului de abur recuperator ηGA = 0,9

Se cunoaşte puterea electrică netă a grupului ca fiind: PNET = 500 MW

Ordinul de mărime al valorilor din aplicaţia numerică de mai sus este întâlnit în

mod uzual în calculele aferente instalaţiilor existente. Din analiza rezultatelor se pot

trage următoarele concluzii generale:

Deşi ciclul cu gaze, respectiv cu abur, au în general randamente mai mici

de 40 %, randamentul global al STAG poate depăşi cu uşurinţă 50%. Acest

salt de randament este o consecinţă directă a efectului de cascadă

termodinamică în care ciclurile componente sunt înseriate.

Ciclul cu abur este strict recuperativ. Pentru ca GR să aibă o valoare cât

mai ridicată este necesar ca temperatura apei de alimentare a cazanului

recuperator să fie cât mai scăzută. În felul acesta poate fi asigurată o răcire

corespunzătoare a gazelor de ardere evacuate la coş. Deci gradul de

preîncălzire regenerativă trebuie să fie foarte mic în cazul STAG, rezultând

Page 41: Licenta (Repaired)

41

un randament termic relativ coborât pentru ITA. Pe ansamblu însă,

scăderea temperaturii de alimentare a GR conduce la o creştere a

produsului ηGR, respectiv a STAGB .

Puterea electrică a ITG este de aproximativ două ori mai mare decât a ITA.

În condiţiile în care puterea ITG este limitată, obţinerea unei puteri unitare

mari pentru STAG trebuie realizată prin cuplarea a două sau mai multe

grupări ITG - GR cu o singură ITA (vezi Fig. 3.8).

ITG

ITG

CR

ITA

CR

aer

gaze deardere

aburaer

gaze deardere

combustibil

combustibil

Fig. 3.12. Configuraţie STAG cu două grupări ITG - GR

3.3. Bilanţul energetic

GR

GR

QITG0

PMITA PG

ITATRQQ

QITG1

ITGLPBITG

PBITA

CAQ

PMITG

RP PGITG

ITAL

CQ

Q1ITA

Q2ITG

Page 42: Licenta (Repaired)

42

Fig. 4.1. Bilanţul energetic al STAG

P,Q - pierderi energetice aferente randamentelor.

- pierderi la sursa rece a ciclului cu abur (condensator);

Se vor calcula:

- Puterea bruta a STAG este următoarea:

- Puterea brută a ITA este următoarea:

- Puterea brută a ITG este următoarea:

- Puterea termică evacuată din ciclul termodinamic aferent ITG:

- Lucrul mecanic produs de ciclul termodinamic aferent ITG:

- Puterea termică prelevată de la sursa caldă de fluid de lucru al ITG:

unde, , reprezintă randamentul camerei de ardere a ITG

Hii = 6500 KJ/Kg,

unde, reprezintă puterea calorifică inferioară a combustibilului

- Puterea termică intrată cu combustibilul în ciclul cu gaze:

- Durata anuală de utilizare a puterii instalate = 6000 h/an

Page 43: Licenta (Repaired)

43

- Energia electrică produsă anul

- Energia electrică livrată anula

- Debitul de combustibil

- Consumul anual de combustibil

- În final se va efectua bilanţul anual de energie

2.1. 3.3.1 Aplica ie practicăț

Calculul fluxurilor de energie

Puterea brută a STAG este următoarea:

MW

PBSTAG = 543 MW

- Puterea brută a ITA este următoarea:

MW

PBITA = 181 MW

- Puterea brută a ITG este următoarea:

543– 181 = 362 MW

PBITG = 362 MW

= reprezintă puterea dezvoltată de generatorul electric

Page 44: Licenta (Repaired)

44

(0.)

= reprezintă puterea mecanică produsă de turbina cu abur

( 0.)

= reprezintă puterea termică care intră în turbină

( 0.)

= reprezintă puterea termică preluată de generatorul de abur

( 0.)

= reprezintă puterea electrică netă

PNET=500 MW

= reprezintă cota de servicii proprii electrice a centralei; valoarea lui depinde de tipul

combustibilului și de puterea instalată

( 0.)

= reprezintă durata anuală de utilizare a puterii instalate

( 0.15)

= reprezintă energia electrică produsă anual

( 0.16)

= reprezintă energia electrică livrată anual

( 0.17)

= reprezintă debitul de combustibil

Page 45: Licenta (Repaired)

45

( 0.8)

= reprezintă puterea calorifică – cantitatea de caldură degajată prin arderea completă a

unității de masă sau volum a combustibilului în următoarele condiții:

- Puterea termică evacuată din ciclul termodinamic aferent ITG:

MW

Q2ITG = 409 MW

- Lucrul mecanic produs de ciclul termodinamic aferent ITA:

MW

LITA = 552,361 MW

Bilanţul anual de energie este următorul:

Parametru U.M. ValoareDurata anuală de utilizare a puterii instalate (τ) h/an 6000

Puterea electrică netă a STAG (PNETSTAG) MW 500

Puterea electrică brută a STAG (PBSTAG) MW 543

Puterea electrică brută a ITA (PBITA) MW 181

Puterea electrică brută a ITG (PBITG) MW 362

Puterea termică intrată cu combustibilul în ciclul cu gaze (Q0

T)MW 1226

Energia electrică produsă anul (Eanp) MWh/an 3258000

Energia electrică livrată anula (Eanl) MWh/an 3000000

Debitul de combustibil (B) m3N/h 189Consumul anual de combustibil (Ban) m3N/an 1134000

Page 46: Licenta (Repaired)

46

4. Analiza economică

4.1 Cheltuieli şi venituri

Cheltuielile entităţii reprezintă valorile plătite sau de plătit pentru:

consumuri de stocuri, lucrări executate şi servicii prestate de care

beneficiază entitatea;

cheltuieli cu personalul;

executarea unor obligaţii legale sau contractuale etc.

Veniturile unei entităţi reprezintă valorile încasate sau de încasat în nume

propriu din activităţi curente, cât şi câştigurile din orice alte surse.

Câştigurile reprezintă creşteri ale beneficiilor economice care pot apărea sau

nu ca rezultat din activitatea curentă, dar nu diferă ca natură de veniturile din această

activitate.

4.2 Metoda valorii nete actualizate (VAN)

Metoda valorii nete actualizate (VAN) compară fluxurile viitoare de bani

(venituri şi cheltuieli), actualizate în prezent, cu valoarea investiţiei iniţiale.

VNA reprezintă diferenţa dintre valoarea actuală a excedentelor nete de

exploatare aşteptate şi aceea a capitalului investit.

Sub forma generală, se poate scrie:

unde:

CFn, reprezintă fluxurile de numerar nete estimate;

a, este rata de actualizare;

t, perioada de studiu, de la 0 la n ani.

Această metodă are rol important în vederea realizării proiectului, astfel:

o dacă VAN˂0, atunci nu merită să se investească în acel proiect

o dacă VAN≥0, atunci în acel proiect se poate investi.

Page 47: Licenta (Repaired)

47

O valoare netă pozitivă înseamnă că rentabilitatea investiţiei este superioară

costului de capital.

O valoare egală cu 0, înseamnă că suma fluxurilor a permis să se recupereze

suma iniţială, dar şi să se ramburseze capitalul investit.

I. Metoda ratei interne de rentabilitate (RIR) a investiției

Rata internă de rentabilitate a investiției – RIR (”internal rate of return- IRR”)

este definită ca rata de actualizare care face ca valoarea actualizată a intrărilor nete

de numerar, estimate în cadrul priectului, să fie egală cu valoarea actualizată a

costurilor (deci, ieșirilor de numerar), estimate pentru proiectul respectiv.

VP (intrări de numerar) = VP (costuri de investiție) = 0

sau

unde,- CFt, reprezintă fluxurile de numerar nete estimate;

- RIR, reprezintă rata internă de rentabilitate;

- t, perioada de studiu, de la 0 la n ani.

I. Perioada (termenul) de recuperare a investiției

Perioada (termenul) de recuperare a investiției (”payback period”) este definită

ca numărul de ani în care se recuperează investiția inițială, din fluxurile nete de

numerar. Cea mai simplă modalitate de a calcula perioada de recuperare a investiției

este adunarea algebrică a valorilor fluxurilor nete de numerar ale proiectului

considerat, până când totalul devine pozitiv. Pentru a se utiliza această tehnică de

evaluare, se stabilește o perioadă de recuperare ”prag” și se compară perioada de

recuperare a investiției pentru diverse proiecte cu aceasta. De asemenea, se mai

Page 48: Licenta (Repaired)

48

poate utiliza și perioada de recuperare actualizată (”discounted payback period”),

care reprezintă numărul de ani necesar pentru recuperarea investiției din fluxurile de

numerar actualizate.

5. ANALIZA ECONOMICĂ A SOLUŢIILOR DE

ECHIPARE A CENTRALEI CONVENŢIONALE CU ABUR

5.1. Metodologia abordată

Se va face o analiză economică a Centralei Convenţionale cu abur, care

foloseşte drept combustibil cărbune (lignit), pe o perioadă de 20 de ani.

Investiţia, pentru realizarea centralei, se va face din fonduri proprii, care va fi

recuperată timp de 8 ani în proporţii egale.

În primul rând se va face o analiză a tuturor cheltuielilor realizate pe întreaga

perioadă a celor 20 de ani, principalele cheltuieli fiind cheltuielile cu combustibilul,

cheltuielile investiţionale, cheltuielile fixe, respectiv variabile de operare şi

mentenanţă.

În al doilea rând se va face o analiză a veniturilor realizate pe întreaga

perioadă a celor 20 de ani, acestea fiind încasările pentru energia vândută la

consumatori, venitul brut, venitul net, venitul net actualizat.

Se va determina rata internă de rentabilitate.

În final se vor construi graficele: variaţia VNA - lui în funcţie de preţul

combustibilului şi preţul energiei electrice în urma cărora se vor trage concluziile

preliminare (cum şi în ce condiţii proiectul este fezabil).

5.2. Cazul CCA – Ipoteze de calcul5.2.1. Cheltuieli

Pentru cazul CCA se vor efectua calculele cheltuielilor cu combustibilul,

cheltuielile cu investiţia, cheltuielile fixe, respectiv variabile de operare şi mentenanţă,

cheltuielile totale şi de asemenea costul energiei produse, respectiv livrate.

Page 49: Licenta (Repaired)

49

Se cunosc următoarele date:

Investiţia specifică isp = 1500 € / KW

Preţul combustibilului PC = 18 30 € / tonă

Costul de operare şi mentenanţă fix cO+M,f = 25 € / KW

Costul de operare şi mentenanţă variabil cO+M,v = 8 € / MWh

Puterea electrică brută PB = 543 MW

Energia electrică produsă anual Eanp = 3258000 MWh/an

Energia electrică livrată anual Eanl = 3000000MWh/an

Consumul anual de combustibil Ban = 1134000 m3N/an

Se vor calcula:

Cheltuielile cu combustibilul

Cheltuielile cu investiţia

Cheltuielile de operare şi mentenanţă fix

Cheltuielile de operare şi mentenanţă variabil

Costul energiei produse

Costul energiei livrate

Cheltuielile totale

5.2.2. Venituri

Pentru cazul CCA se vor efectua calculele veniturilor, ceea ce înseamnă:

încasări, venitul brut, venitul net, venitul net actualizat, respectiv rata internă de

rentabilitate.

Se cunoaşte:

Preţul energiei electrice pEE = 40 100 € ∕ MWh

Page 50: Licenta (Repaired)

50

Rata de actualizare a = 8 12%

Se vor calcula:

Încasările

Venitul brut

Venit net

Venit net actualizat

Rata internă de rentabilitate RIR VNA = 0

5.2.3 Exemplu de calcul

Se face un exemplu de calcul pentru efectuarea calculelor pentru cazul

cheltuielilor (preţ al energiei electrice de 40€∕MWh şi preţ al combustibilului 10€∕tonă)

Se cunosc următoarele date:

Investiţia specifică isp = 1500 € / KW

Preţul combustibilului PC = 18 30 € / tonă

Costul de operare şi mentenanţă fix cO+M,f = 25 € / KW

Costul de operaree şi mentenanţă variabil cO+M,v = 8 € / MWh

Puterea electrică brută PB = 543 MW = 543000 KW

Energia electrică produsă anual Eanp = 3258000 MWh/an

Energia electrică livrată anual Eanl = 3000000MWh/an

Consumul anual de combustibil Ban = 1134000 m3N/an

Se vor calcula:

Cheltuielile cu combustibilul

CB = 20 * 1134000 = 22680000 €∕an

CB = 22680000 €∕an

Cheltuielile cu investiţia

Page 51: Licenta (Repaired)

51

Investiţia se face din fonduri proprii şi se recuperează timp de 8 ani în proporţii

egale, aceasta semnificând calculul următor:

CI = = = 101812500 €/an

CI = 101812500 €/an

Cheltuielile de operare şi mentenanţă fix

CO+M,f = 25 * 543000 = 13575000 €∕an

CO+M,f = 13575000 €∕an

Cheltuielile de operare şi mentenanţă variabil C O+M,v = 8 * 3258000 = 26064000 €∕an

C O+M,v = 26064000 €∕an

Cheltuielile totale

CTOT = 101812500+ 22680000 + 13575000 + 26064000 = 164131500 €∕an

Cheltuielile totale cresc odată cu trecerea anilor, având valori cuprinse între

164131500 €∕an și 87422339 €∕an .

Costul energiei produse

(în primii 8 ani) (în următorii 12 ani)

cEp = = 50,37 €∕an cEp = = 26,83 €∕an

cEp = = = 36,24 €∕an

cEp = 36,24 €∕an

Costul energiei livrate

(în primii 8 ani) (în următorii 12 ani)

cEl = = 54,71 €∕an cEl = = 29,14 €∕an

Page 52: Licenta (Repaired)

52

cEl = = = 31,16 €∕an

cEl = 31,16 €∕an

Exemplul este doar pentru varianta preţului de energie de 38 €/MWh

şi preţ al combustibilului de 20 €∕t

Cheltuieli U.M. Valoare

Cheltuielile cu combustibilul €∕an 22680000

Cheltuielile cu investiţia €/an 101812500

Cheltuielile de operare şi mentenanţă fixe €∕an 13575000

Cheltuielile de operare şi mentenanţă variabile €∕an 26064000

Cheltuielile totale €∕an

164131500-primii 8 ani

87422339-următorii 12 ani

Costul energiei produse €∕an 36,24

Costul energiei livrate €∕an 31,16

Se face un exemplu de calcul pentru efectuarea calculelor pentru cazul

veniturilor (preţ al energiei electrice de 38 €∕MWh şi preţ al combustibilului 20 €∕tonă

cu o rată de actualizare a = 8%)

Se cunoaşte:

Preţul energiei electrice pEE = 38 100 € ∕ MWh

Rata de actualizare a = 8 12%

Puterea electrică brută PB = 543 MW = 543000 KW

Energia electrică livrată anual Eanl = 3000000 MWh/an

Cheltuielile de operare şi mentenanţă fix CO+M,f = 101812500 €∕an

Cheltuielile de operare şi mentenanţă variabil C O+M,v = 26064000 €∕an

Page 53: Licenta (Repaired)

53

Cheltuielile cu combustibilul CB = 22680000 €∕an

Cheltuielile totale sunt în valoare de 164131500 €∕an timp de 8 ani după

care acestea devin în valoare de 87422339 €∕an

Se vor calcula:

Venituri:

Venituri provenite din vânzarea energiei electrice:

VEE = 114000000€/an

Știind că, prețul energiei electrice este supus unei rate de creștere de 9% pe

fiecare an, cheltuielile anuale pornesc de la , în primul an,

până la în cel de-al 20-lea an.

Beneficiul, cu ajutorul căruia se calculează VAN

Ben = -50131500 €/an

Valoarea actualizată netă este în funcție de rata de actualizare. Ca urmare,

rezultă trei valori:

- pentru a=8%, VAN=571280664

- pentru a=10%, VAN= 767598524

- pentru a=12%, VAN= 571280664

Rata internă de rentabilitate pentru acest caz este RIR=32%.

5. ANALIZA ECONOMICĂ A SOLUŢIILOR DE ECHIPARE A CENTALEI CU CICLU COMBINAT

GAZE-ABUR

6.1. Metodologia abordată

Page 54: Licenta (Repaired)

54

Se va face o analiză economică a Centralei cu ciclu combinat gaze – abur,

care foloseşte drept combustibil gaz natural, pe o perioadă de 20 de ani.

Drept combustibil Centrala cu ciclu combinat gaze – abur foloseşte gaze

naturale în valoare de 100 300 € / 103 m3N (0,1 0,3 € / m3

N).

Investiţia, pentru realizarea centralei, se va face din fonduri proprii, care va fi

recuperată timp de 8 ani în proporţii egale.

În primul rând se va face o analiză a tuturor cheltuielilor realizate pe întreaga

perioadă a celor 20 de ani, principalele cheltuieli fiind cheltuielile cu combustibilul,

cheltuielile investiţionale, cheltuielile fixe, respectiv variabile de operare şi

mentenanţă.

În al doilea rând se va face o analiză a veniturilor realizate pe întreaga

perioadă a celor 20 de ani, acestea fiind încasările pentru energia vândută la

consumatori, venitul brut, venitul net, venitul net actualizat.

Se va determina rata internă de rentabilitate.

În final se vor construi graficele: variaţia VNA – lui în funcţie de preţul

combustibilului şi preţul energiei electrice în urma cărora se vor trage concluziile

preliminare (cum şi in ce condiţii proiectul este fezabil).

Page 55: Licenta (Repaired)

55