Date post: | 21-Oct-2015 |
Category: |
Documents |
Upload: | sin-camelia |
View: | 31 times |
Download: | 1 times |
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.
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.
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.
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
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
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
7
Fig. 3.4 Bilanțul energetic al unei CCA de condensație
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
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
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
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.
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.
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.
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:
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
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.
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)
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.
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.
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
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.
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:
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).
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
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
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.
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
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-
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
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.
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,
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
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.
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.
35
Fig. 3.7. STAG cu două linii de arbori (două ITG pentru o ITA)
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
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.
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 %.
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
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
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
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
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
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
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
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.
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
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.
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
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
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
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
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
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).
55