Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?

Почему начали строить ПГУ

Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности сво­ей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.

Отмена государственного регу­лирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высо­корентабельные электростанции смогут обеспечить дополнитель­ные капиталовложения в осуществление новых проектов.

Критерии выбора ПГУ

Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факто­ров. Одними из наиболее важных критериев в реализации про­екта являются его экономическая выгодность и безопасность.

Анализ существующего рынка энергетических установок пока­зывает значительную потребность в недорогих, надежных в эк­сплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.

Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.

Энергетический тупик

Анализ энергетики России, выполненный рядом академи­ческих институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3-4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).

Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Пробле­му технического перевооружения всех типов существующих элек­тростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500-800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.

Читайте также: Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Реконструкция электростанций – это проще и дешевле

Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей на­грева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.

Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используют­ся возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются со­временные средства автоматизированных систем нового оборудо­вания, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.

Низкий КПД электростанций

Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнерге­тики. Средний уровень коэффициента полезного действия энерго­установок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полто­ра-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. По­этому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдель­ные узлы электростанций были на современном мировом уровне.

Энергетика выбирает парогазовые технологии

Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конст­рукторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электро­станций с коэффициентом полезного действия до 54-60 %.

Эконо­мические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.

Даже простые ГТУ будут эффективнее по КПД

На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различны­ми в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотно­шения тепловых и электрических нагрузок.

Читайте также: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы ПГУ

В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснаб­жения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также зна­чительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоя­щее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50-120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандида­тами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60-150 МВт.

Трудности с внедрением ГТУ и ПГУ

Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в на­шей стране идет крайне медленно. Главная причина - инвестици­онные трудности, связанные с необходимостью достаточно круп­ных финансовых вложений в минимально возможные сроки.

Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштаб­ной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно при­нять ГТУ нового поколения.

Бинарные ПГУ без регенерации

Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть би­нарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она дос­тигла уровня стандартных в энергетике 535-565 °С. Давление све­жего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влаж­ность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.

Влияние давления пара на эффективность ПГУ

Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и паро­водяной средой и лучшим образом с меньшими термодинами­ческими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ га­зов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турби­ны. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.

Читайте также: Надежность парогазовых установок ПГУ

Влияние температуры уходящих газов на КПД ПГУ

С повышением температуры газов на входе в турбину и выхо­де из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.

Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин дол­жен решаться с учетом не только термодинамического совершен­ства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвести­ционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов - важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.

(Visited 3 460 times, 1 visits today)

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ) , в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 4.10 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки, так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котёл-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов получают пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Рисунок 4.10. Принципиальная схема простейшей парогазовой установки

Котёл-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения , в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребрёнными трубами, внутрь которых подаётся рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трёх элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель , состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции . Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котёл-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией .

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения . Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов q Г , поступающих из газовой турбины (обычно на 25 - 30 °С).

Под схемой котла-утилизатора на рис. 4.10 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения q Г на входе до значения q ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а ). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нём происходит испарение воды. При этом её температура не изменяется (процесс a - b ). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6 , повышающего давление питательной воды, направляется снова в котёл-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берётся от уходящих газов ГТУ. Общий вид котла – утилизатора приведен на рис.4.11.

Рисунок 4.11. Общий вид котла – утилизатора

Электростанция с ПГУ показана на рис. 4.12, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens , каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котёл-утилизатор 8 . Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 установлена байпасная (обводная) дымовая труба 12 и газоплотный шибер 6 .

Рисунок 4.12. Электростанция с ПГУ

Основные преимущества ПГУ.

1. Парогазовая установка - в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии.

2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит её тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов ПГУ по сравнению с паросиловой примерно соответствует уменьшению расхода топлива на производство электроэнергии.

3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально высокая маневренность ПТУ обеспечивается наличием в её схеме ГТУ, изменение нагрузки которой происходит в течение нескольких минут.

4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.

5. ПГУ имеет более низкую стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объёмом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главным недостатком всех тепловых электростанций является то, что все виды применяемого топлива являются невосполнимыми природными ресурсами, которые постепенно заканчиваются. Кроме того, ТЭС потребляют значительное количество топлива (ежедневно одна ГРЭС мощностью 2000 МВт сжигает за сутки два железнодорожных состава угля) и являются самыми экологически «грязными» источниками электроэнергии, особенно если они работают на высокозольных сернистых топливах. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных и гидравлических электростанций, ведутся разработки электрических станций, использующих восполняемые или другие альтернативные источники энергии. Однако, несмотря ни на что ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, как минимум в ближайшие 50 лет.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 4

1. Тепловая схема ТЭЦ – 3 балла.

2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС – 3 балла.

3. Компоновка современных ТЭС – 3 балла.

4. Особенности ГТУ. Структурная схема ГТУ. КПД ГТУ – 3 балла.

5. Тепловая схема ГТУ – 3 балла.

6. Особенности ПГУ. Структурная схема ПГУУ. КПД ПГУ – 3 балла.

7. Тепловая схема ПГУ – 3 балла.


ЛЕКЦИЯ 5

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. ТОПЛИВО ДЛЯ АЭС. ПРИНЦИП РАБОТЫ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА АЭС С ТЕПЛОВЫМИ РЕАКТОРАМИ. РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ. ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ СОВРЕМЕННЫХ АЭС

Основные понятия

Атомная электростанция (АЭС) это электростанция, вырабатывающая электрическую энергию путём преобразования тепловой энергии, выделяющейся в ядерном реакторе (реакторах) в результате управляемой цепной реакции деления (расщепления) ядер атомов урана. Принципиальное отличие АЭС от ТЭС только в том, что вместо парогенератора используется ядерный реактор - устройство, в котором осуществляется управляемая цепная ядерная реакция, сопровождающаяся выделением энергии.

Радиоактивные свойства у урана впервые обнаружил французский физик Антуан Беккерель в 1896 году. Английский физик Эрнест Резерфорд впервые осуществил искусственную ядерную реакцию под действием – частиц в 1919 году. Немецкие физики Отто Ган и Фриц Штрасман открыли в 1938 году, чтоделение тяжёлых ядер уранапри бомбардировке нейтронами сопровождается выделением энергии. Реальное использование этой энергии стало делом времени.

Первый ядерный реактор построен в декабре 1942 года в США группой физиков Чикагского университета под руководством итальянского физика Энрико Ферми . Впервые была реализована незатухающая реакция деления ядер урана. Ядерный реактор, названный СР-1, состоял из графитовых блоков, между которыми были расположены шары из природного урана и его двуокиси. Быстрые нейтроны, появляющиеся после деления ядер 235 U , замедлялись графитом до тепловых энергий, а затем вызывали новые деления ядер. Реакторы, в которых основная доля делений происходит под действием тепловых нейтронов, называют реакторами на тепловых (медленных) нейтронах; в таких реакторах замедлителя значительно больше чем урана.

В Европе первый ядерный реактор Ф-1 был изготовлен и запущен в декабре 1946 года в Москве группой физиков и инженеров во главе с академиком Игорем Васильевичем Курчатовым . Реактор Ф-1 был набран из графитовых блоков и имел форму шара диаметром примерно 7,5 м. В центральной части шара диаметром 6 м в отверстиях графитовых блоков были размещены урановые стержни. Реактор Ф-1, как и СР-1, не имел системы охлаждения, поэтому работал на малых уровнях мощности: от долей до единиц ватта.

Результаты исследований на реакторе Ф-1 послужили основой проектов для промышленных реакторов. В 1948 году под руководством И. В. Курчатова начались работы по практическому применению энергии атома для получения электроэнергии.

Первая в мире промышленная атомная электростанция мощностью 5 МВт была запущена 27 июня 1954 года в г. Обнинске Калужской области . В 1958 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт (полная проектная мощность 600 МВт). В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а в апреле 1964 г. генератор 1-й очереди дал электроэнергию потребителям. В сентябре 1964 года был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 МВт. Второй блок мощностью 350 МВт запущен в декабре 1969 года. В 1973 году запущена Ленинградская АЭС.

В Великобритании первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 году в Колдер-Холле. Через год вступила в строй АЭС мощностью 60 МВт в Шиппингпорте (США).

Мировыми лидерами по производству ядерной электроэнергии являются:США (788,6 млрд. кВт ч/год), Франция (426,8 млрд. кВт ч/год), Япония (273,8 млрд. кВт ч/год), Германия (158,4 млрд. кВт ч/год) и Россия (154,7 млрд. кВт ч/год). На начало 2004 года в мире действовал 441 энергетический ядерный реактор, российское ОАО «ТВЭЛ» поставляет топливо для 75 из них.

Крупнейшая АЭС в Европе - Запорожская АЭС г. Энергодар (Украина) - 6 атомных реакторов суммарной мощностью 6 ГВт. Крупнейшая в мире АЭС - Касивадзаки-Карива (Япония) - пять кипящих ядерных реакторов (BWR ) и два продвинутых кипящих ядерных реактора (ABWR ), суммарная мощность которых составляет 8,2 ГВт.

В настоящее время в России работают АЭС: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Ростовская, Калининская, Кольская, Курская, Ленинградская, Нововоронежская, Смоленская.

В разработках проекта Энергетической стратегии России на период до 2030 года предусмотрено увеличение производства электроэнергии на атомных электростанциях в 4 раза.

Атомные электростанции классифицируются в соответствии с установленными на них реакторами:

l реакторы на тепловых нейтронах , использующие специальные замедлители для увеличения вероятности поглощения нейтрона ядрами атомов топлива;

l реакторы на быстрых нейтронах .

По виду отпускаемой энергии атомные станции делятся на:

l атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки только электроэнергии;

l атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию.

В настоящее только в России рассматриваются варианты строительства атомных станций теплоснабжения.

АЭС не использует воздух для окисления топлива, не даёт выбросов золы, оксидов серы, углерода и т.д. в атмосферу, имеет радиоактивный фон ниже, чем на ТЭС, но, как и ТЭС, потребляет огромное количество воды для охлаждения конденсаторов.

Топливо для АЭС

Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего вместо органического топлива . Ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах (Нигер, Франция, ЮАР), либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подземного выщелачивания (Канада, Россия, США). Уран широко распространён в природе, но богатых по содержанию залежей урановых руд нет. Уран содержится в различных горных породах и воде в рассеянном состоянии. Природный уран это смесь в основном неделящегося изотопа урана 238 U (более 99%) и делящегося изотопа 235 U (примерно 0,71%) , который и представляет собой ядерное горючее (1 кг 235 U выделяет энергию равную теплоте сгорания примерно 3000 т каменного угля).

Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана . Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки, на котором 90% природного обеднённого урана направляется на хранение, а 10% обогащается до 3,3 - 4,4 %.

Из обогащённого урана (точнее диоксида урана UO 2 или окиси-закиси урана U 2 O 2 ) изготавливают тепловыделяющие элементы - ТВЭЛы - цилиндрические таблетки диаметром 9 мм и высотой 15-30 мм. Эти таблетки помещают в герметические циркониевые (поглощение нейтронов цирконием в 32,5 раза меньше чем сталью) тонкостенные трубки длиной около 4 м. ТВЭЛы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук.

Все дальнейшие процессы расщепления ядер 235 U с образованием осколков деления, радиоактивных газов и т.д. происходят внутри герметичных трубок ТВЭЛов .

После постепенного расщепления 235 U и уменьшения его концентрации до 1,26%, когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора , некоторое время хранят в бассейне выдержки, а затем направляют на радиохимический завод для переработки.

Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо стремятся сжигать полностью, на АЭС невозможно расщепить ядерное топливо на 100%. Поэтому на АЭС нельзя рассчитать КПД по удельному расходу условного топлива. Для оценки эффективности работы энергоблока АЭС используется КПД нетто

,

где - выработанная энергия, - выделившееся в реакторе тепло заодно и тоже время.

Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет 30 - 32 %, но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37 - 40 %, не вполне правомочно.

Кроме изотопа урана 235 в качестве ядерного топлива также используются:

  • изотоп урана 233 ( 233 U ) ;
  • изотоп плутония 239 ( 239 Pu );
  • изотоп тория 232 ( 232 Th ) (посредством преобразования в 233 U ).

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ), в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 2.1 показана принципиальная схема простейшей ПГУ так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилиза-

Рис. 2.1.

/ - пароперегреватель; 2 - испаритель; 3 - экономайзер; 4 - барабан; 5 - конденсатор паровой турбины; 6 - питательный насос; 7 - опускная труба испарителя; 8 - подъемные трубы испарителя

тор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет теплоты горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных груб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара Г 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов 0 р поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой когла-утилизатора на рис. 2.1 показано изменение температур газов и рабочего тела (пара, воды) при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения 0 Г на входе до значения 0 ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -/;). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения / 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный нар поступает в конденсатор 5, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ 0 Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (1.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 1.2, температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды 1 п в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура уходящих газов 0 ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t n в. Реально она находится на уровне 0 ух « 100 °С, следовательно, КПД котла-утилизатора (КУ) составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел- утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки (ПТУ) рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t n в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.2, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер б. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда


Рис. 2.2. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens):

1 - комбинированное воздухообрабатывающее устройство (КВОУ); 2 - блочный трансформатор; 3 - генератор ГТУ; 4 - ГТУ типа У94.2; 5 - переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 - шиберная задвижка; 7 - деаэратор; 8 - котел-утилизатор вертикального типа; 9 - генератор паровой турбины; 10 - паровая турбина; 11 - дождевая заслонка котла-уги- лизатора; 12 - байпасная труба; 13 - помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 - баки жидкого топлива

ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

В списке систем, генерирующих электрическую и тепловую энергию на современных предприятиях, числятся парогазовые установки электростанции . Они являются комбинированными по своему принципу действия и включают 2 базовых этапа:

  1. сжигание исходного топлива (газа) и за счет этого вращение газотурбинной установки;
  2. нагревание продуктами сгорания, образовавшимися в первой стадии, воды в котле-утилизаторе с образованием водяного пара, используемого в паровой турбине, активирующей паросиловой электрогенератор.

За счет рационального использования теплоты, получаемой при сжигании топлива, удается сэкономить топливо, на 10 % увеличить экономичность системы, в разы повысить КПД оборудования, на 25 % снизить расходы.

Работа парогазовой установки становится возможной за счет использования в качестве исходного топлива либо природного газа, либо продуктов нефтяной отрасли (в частности – ДТ). Конфигураций оборудования, в зависимости от его мощности и специфики применения может быть несколько. Так производители могут совмещать обе турбины на едином валу, комплектуя эту комбинацию двухприводным генератором. Преимущество такого устройства – в наличии в его арсенале 2 режимов работы: простого газового цикла и комбинированного.

Несмотря на достаточное сложное устройство, парогазовая установка (ПГУ) имеет очень важную особенность, выделяющую ее на фоне прочих систем генерации электричества. Речь идет о рекордно высоком коэффициенте полезной деятельности, составляющем в отдельных случаях свыше 60 %.

Преимущества парогазовой установки

Принцип работы парогазовой установки имеет специфический характер, она, в отличие от аналогичных систем, потребляет меньше ресурсов (в особенности – воды) на каждую единицу энергии, получаемой с ее помощью. Также эксперты отрасли отмечают, что парогазовые конструкции выделяются:

  • большей степенью экологичности (уменьшается выброс парниковых газов);
  • компактными габаритами;
  • сравнительной скоростью возведения (менее 1-го года);
  • меньшей потребностью в топливе.

Стоит отметить, что производители ПГУ не останавливаются на достигнутом. Современный парогазовый генератор эволюционирует намного быстрее, чем предыдущие версии этой техники. Сегодня активно разрабатываются конструкции, работающие на возобновляемых источниках энергии, биотопливе: отходах деревообрабатывающей промышленности и сельского хозяйства.

Типы парогазовых установок

Классифицировать парогазовые системы можно в зависимости от их конструкции и технологических особенностей:

  • по принципу действия: когенерационные, с вытеснением регенерации, с низконапорным парогенератором, с высоконапорным парогенератором, с котлами-утилизаторами;
  • по количеству газотурбинных установок различают системы с 1, 2, 3 базовыми ГТУ;
  • по виду используемого расходного вещества: газовые, жидкотопливные, работающие на биомассе и т.д.;
  • по разнообразию контуров КУ или котлов-утилизаторов, выделяют одно-, двух- и трехконтурные модули.

Многие энергетики также говорят о том, что важно различать системы, разнящиеся своим принципом действия. В частности, сегодня существует паровой электрогенератор , в котором имеется стадия промежуточного перегрева пара, а есть модификации, которые лишены этого этапа. В процессе выбора ПГУ важно обращать внимание на эти особенности работы изделий, так как они могут отразиться на продуктивности и эффективности электростанций в целом.

Применение парогазовых установок

Несмотря на тот факт, что на Западе уже давно стали использовать ПГУ для получения доступного электричества, в нашей стране данные технологии до последнего времени не были востребованы. И только с 2000-х годов у российских промышленных предприятий появился устойчивый интерес к парогазовым системам.

Согласно статистике, более 30 крупных энергоблоков, базирующихся на использовании парогазовых технологий, начали свою работу в разных регионах России на протяжении последних 10-ти лет. Эта тенденция будет лишь усиливаться как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе, поскольку очень показательные результаты демонстрируют парогазовые установки, эксплуатация которых обходится не слишком дорого, а результат всегда превосходит ожидания.

Комбинированные электростанции могут использоваться для снабжения электричеством промышленных предприятий и целых населенных пунктов.

На нашем сайте Вы сможете найти парогазовые установки, которые уже прошли проверку на качество и мощность в европейских странах. Все парогазовые установки, представленные на сайте, находятся в исправном состоянии и обеспечиваются стабильную работу для промышленности.

€ 6.980.000

6 x Новые — 17,1 МВт — HFO / DFO / газогенератор.
Цена в евро: 6 980 000, — от завода за штуку
При покупке всех 6 генераторов, можно договориться о цене

Оценка электрической эффективности 47,2%.
Устройство может работать как с тяжелым топливом (HFO), так и дизельным топливом и газом.

Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принципиальная схема парогазовой установки (из лекции Фоминой).

ГТ ЭГ пар

компрессор Котёл утилизатор К

воздух ЭГ

питательная вода

КС – камера сгорания

ГТ – газовая турбина

К – конденсационная паровая турбина

ЭГ – электрогенератор

Парогазовая установка состоит из двух отдельныхустановок: паросиловой и газотурбинной.

В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтянойпромышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Перспективы развития ПГУ (из учебника Аметистова).

1. Парогазовая установка - самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42 %, что составит 63 % от теоретического КПД ПГУ. Коэффициент полезного действия трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450 °С, уже сегодня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возможного уровня. Нет сомнений в том, что КПД можно увеличить еще больше.



2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит ее тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов от ПГУ по сравнению с паросиловой будет ровно в той степени, на сколько меньше расход топлива на производство электроэнергии.

3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ.

4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше.

5. ПГУ имеет умеренную стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.

6. ПГУ имеют существенно меньший строительный цикл. ПГУ, особенно одновальные, можно вводить поэтапно. Это упрощает проблему инвестиций.

Парогазовые установки практически не имеют недостатков, скорее следует говорить об определенных ограничениях и требованиях к оборудованию и топливу. Установки, о которых идет речь, требуют использования природного газа. Для России, где доля используемого для энергетики относительно недорого газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ, имеются все возможности для сооружения ПГУ.

Все это говорит о том, что строительство ПГУ является преобладающей тенден­цией в современной теплоэнергетике.

КПД ПГУ утилизационного типа:

ηПГУ = ηГТУ + (1- ηГТУ)*ηКУ*ηПТУ

ПТУ - паротурбинная установка

КУ – котёл-утилизатор

В общем случае КПД ПГУ:

Здесь - Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ;

Qпсу - количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле.

1. Принципиальные тепловые схемы отпуска пара и тепла с ТЭЦ. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ. Способы покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ,

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) - предназначены для централизованного снабжения потребителей теплом и электроэнергией. Их отличие от КЭС в том, что они используют тепло отработавшего в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Из-за такого совмещения выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива в сравнении с раздельным энергоснабжением (выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии на местных котельных). Благодаря такому способу комбинированного производства, на ТЭЦ достигается достаточно высокий КПД, доходящий до 70%. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с высоким потреблением тепла. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет приблизительно 15 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных нужд давлением 0.8-1.6 МПа может быть передан на расстояние не более 2-3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300-500 МВт. Только в крупных городах, таких как Москва или Санкт-Петербург с большой плотностью тепловой нагрузки имеет смысл строить станции мощностью до 1000-1500 МВт.

Мощность ТЭЦ и тип турбогенератора выбирают в соответствии с потребностями в тепле и параметрами пара, используемого в производственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (см. рис). Регулируемые отборы позволяют регулировать выработку тепла и электроэнергии.

Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. Зимой, когда спрос на тепло максимален, при расчетной температуре воздуха в часы работы промпредприятий нагрузка генераторов ТЭЦ близка к номинальной. В периоды, когда потребление тепла мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями "на тепловом потреблении" возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла.

сравнительный анализ способов регулирования тепловой нагрузки.

Качественное регулирование.

Преимущество: стабильный гидравлический режим тепловых сетей.

Недостатки:

■ низкая надежность источников пиковой тепловой мощности;

■ необходимость применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети при высоких температурах теплоносителя;

■ повышенный температурный график для компенсации отбора воды на ГВС и связанное с этим снижение выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

■ большое транспортное запаздывание (тепловая инерционность) регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения;

■ высокая интенсивность коррозии трубопроводов из-за работы системы теплоснабжения большую часть отопительного периода с температурами теплоносителя 60-85 ОС;

■ колебания температуры внутреннего воздуха, обусловленные влиянием нагрузки ГВС на работу систем отопления и различным соотношением нагрузок ГВС и отопления у абонентов;

■ снижение качества теплоснабжения при регулировании температуры теплоносителя по средней за несколько часов температуре наружного воздуха, что приводит к колебаниям температуры внутреннего воздуха;

■ при переменной температуре сетевой воды существенно осложняется эксплуатация компенсаторов.