Szukaj pracy Gaz parowy nazywane są elektrowniami(PGU)
, w którym ciepło gazów spalinowych z turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w cyklu turbiny parowej. Na ryc. Rysunek 4.10 przedstawia schemat ideowy najprostszej instalacji o cyklu kombinowanym, tak zwanego typu wykorzystania. Gazy spalinowe z turbiny gazowej dostają się do kocioł regeneracyjny - przeciwprądowy wymiennik ciepła, w którym pod wpływem ciepła gorących gazów powstaje para o wysokich parametrach, kierowana do.
turbina parowa
Rysunek 4.10. Schemat ideowy najprostszej instalacji o cyklu kombinowanym Kocioł na ciepło odpadowe ma kształt prostokątny , w którym umieszczone są powierzchnie grzewcze utworzone przez posrebrzane rurki, do których doprowadzany jest czynnik roboczy zespołu turbiny parowej (woda lub para). W najprostszym przypadku powierzchnie grzewcze kotła odzysknicowego składają się z trzech elementów: ekonomizera 3, parownika 2 i przegrzewacza 1. Centralnym elementem jest parownik , składający się z bębna 4 (długi cylinder wypełniony do połowy wodą), kilku rur spustowych 7 i dość szczelnie zainstalowanych pionowych rur samego parownika 8.. Rury odparowujące zlokalizowane są w strefie o wyższych temperaturach niż rury opadowe. Dlatego woda w nich się nagrzewa, częściowo odparowuje, przez co staje się lżejsza i unosi się do bębna. Opróżnioną przestrzeń napełnia się zimniejszą wodą poprzez rury spustowe z bębna. Para nasycona zbierana jest w górnej części bębna i przesyłana do rur przegrzewacza 1. Przepływ pary z bębna 4 jest kompensowany dopływem wody z ekonomizera 3. W tym przypadku napływająca woda będzie przechodzić przez rury odparowujące wiele razy, zanim całkowicie odparuje. Dlatego też opisywany kocioł na ciepło odpadowe nosi nazwę kocioł z naturalnym obiegiem.
Ekonomizer podgrzewa dopływającą wodę zasilającą do temperatury prawie wrzenia. Z bębna sucha para nasycona wchodzi do przegrzewacza, gdzie ulega przegrzaniu powyżej temperatury nasycenia. Temperatura powstałej pary przegrzanej T 0 jest zawsze oczywiście mniejsze niż temperatura gazów q G pochodzącej z turbiny gazowej (zwykle 25 - 30°C).
Poniżej schemat kotła odzysknicowego na ryc. Rysunek 4.10 przedstawia zmianę temperatury gazów i cieczy roboczej w miarę ich zbliżania się do siebie. Temperatura gazu stopniowo maleje od wartości q Г na wlocie do wartości qух temperatury spalin. Ruszam w kierunku Woda zasilająca podnosi swoją temperaturę w ekonomizerze do temperatury wrzenia(kropka A). W tej temperaturze (na granicy wrzenia) woda wpływa do parownika. Paruje w nim woda. Jednocześnie jego temperatura się nie zmienia (proces A - B). W punkcie B płyn roboczy ma postać suchej pary nasyconej. Następnie przegrzewacz przegrzewa się do określonej wartości T 0 .
Para powstająca na wylocie przegrzewacza kierowana jest do turbiny parowej, gdzie rozpręża się i pracuje. Z turbiny para spalinowa wpływa do skraplacza i jest skraplana za pomocą pompy zasilającej. 6 , zwiększając ciśnienie wody zasilającej, jest kierowany z powrotem do kotła na ciepło odpadowe.
Zatem podstawowa różnica między elektrownią parową (SPU) CCGT a konwencjonalny zasilacz Elektrociepłownia polega jedynie na tym, że w kotle na ciepło odzysknicowe nie jest spalane paliwo, a ciepło niezbędne do pracy zasilacza CCGT pobierane jest ze spalin GTU. Widok ogólny kocioł na ciepło odpadowe pokazano na rys. 4.11.
Rysunek 4.11. Widok ogólny kotła na ciepło odzysknicowe
Elektrownię z blokiem CCGT pokazano na rys. 4.12, który przedstawia elektrownię cieplną z trzema blokami energetycznymi. Każdy blok energetyczny składa się z dwóch sąsiadujących ze sobą zespołów turbin gazowych 4 wpisz firmę V94.2 Siemensa, z których każdy ma własne gazy spalinowe wysoka temperatura przesyła go do swojego kotła na ciepło odpadowe 8 . Para wytwarzana w tych kotłach kierowana jest do jednej turbiny parowej 10 z generatorem elektrycznym 9 oraz skraplacz umieszczony w skraplaczu pod turbiną. Każdy taki blok energetyczny ma łączną moc 450 MW (każda turbina gazowa i parowa ma moc około 150 MW). Pomiędzy dyfuzorem wylotowym 5 i kocioł na ciepło odpadowe 8 zainstalowany obejście (obejście) komina 12 i bramę gazoszczelną 6 .
Rysunek 4.12. Elektrownia z CCGT
Główne zalety zasilacza.
1. Paro instalacja gazowa- obecnie najbardziej ekonomiczny silnik służący do wytwarzania energii elektrycznej.
2. Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym jest silnikiem najbardziej przyjaznym dla środowiska. Tłumaczy się to przede wszystkim wysoką wydajnością - w końcu całe ciepło zawarte w paliwie, którego nie można przekształcić w energię elektryczną, jest uwalniane do środowiska i następuje jego zanieczyszczenie termiczne. Dlatego redukcja emisji cieplnych z CCGT w porównaniu z elektrownią parową odpowiada w przybliżeniu zmniejszeniu zużycia paliwa do produkcji energii elektrycznej.
3. Instalacja z cyklem kombinowanym jest bardzo zwrotnym silnikiem, z którym pod względem manewrowości można porównać jedynie autonomiczną turbinę gazową. Potencjalnie wysoką zwrotność turbiny parowej zapewnia obecność w jej konstrukcji turbiny gazowej, której obciążenie zmienia się w ciągu kilku minut.
4. Przy tej samej mocy elektrowni parowych i cieplnych, zużycie wody chłodzącej przez instalację CCGT jest około trzykrotnie mniejsze. Wynika to z faktu, że moc części parowej CCGT wynosi 1/3 całkowitej mocy, a GTU praktycznie nie wymaga wody chłodzącej.
5. CCGT charakteryzuje się niższym kosztem zainstalowanej jednostki mocy, co wiąże się z mniejszą objętością części konstrukcyjnej, brakiem skomplikowanego kotła energetycznego, kosztownym kominem, regeneracyjnym systemem ogrzewania wody zasilającej, zastosowaniem prostsza turbina parowa i system zaopatrzenia w wodę techniczną.
WNIOSEK
Główną wadą wszystkich elektrowni cieplnych jest to, że wszystkie rodzaje stosowanego paliwa są niezastąpione zasoby naturalne, które stopniowo dobiegają końca. Ponadto elektrownie cieplne zużywają znaczną ilość paliwa (każdego dnia jedna państwowa elektrownia rejonowa o mocy 2000 MW spala dwa składy węgla dziennie) i są najbardziej „brudnymi” dla środowiska źródłami energii elektrycznej, zwłaszcza jeśli działają na paliwach o wysokiej zawartości popiołu i siarki. Dlatego obecnie, wraz z wykorzystaniem technologii atomowej i elektrownie hydrauliczne, trwają prace rozwojowe elektrownie z możliwością uzupełnienia lub innym źródła alternatywne energia. Jednak mimo wszystko elektrownie cieplne są głównymi producentami energii elektrycznej w większości krajów świata i tak pozostaną co najmniej przez najbliższe 50 lat.
PYTANIA TESTOWE DO WYKŁADU 4
1. Schemat cieplny elektrowni cieplnej – 3 punkty.
2. Proces produkcja energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych – 3 punkty.
3. Układ nowoczesnych elektrowni cieplnych – 3 punkty.
4. Cechy zespołów turbin gazowych. Schemat blokowy GTU. Wydajność GTU – 3 punkty.
5. Schemat cieplny zespołu turbiny gazowej – 3 punkty.
6. Cechy CCGT. Schemat strukturalny zasilacza. Sprawność CCGT – 3 punkty.
7. Schemat cieplny bloku CCGT – 3 pkt.
WYKŁAD 5
ELEKTROWNIE JĄDROWE. PALIWO DO EJ. ZASADA DZIAŁANIA REAKTORA JĄDROWEGO. PRODUKCJA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W EJ Z WYKORZYSTANIEM REAKTORÓW TERMICZNYCH. REAKTORY SZYBKICH NEUTRONÓW. ZALETY I WADY WSPÓŁCZESNYCH EJ
Podstawowe pojęcia
Elektrownia jądrowa(elektrownia jądrowa) to elektrownia, wytwarzanie energii elektrycznej poprzez konwersję energii cieplnej uwolnionej w reaktorze jądrowym (reaktorach) w wyniku kontrolowanej reakcji łańcuchowej rozszczepienia (rozszczepienia) jąder atomów uranu. Zasadnicza różnica pomiędzy elektrownią jądrową a elektrownią cieplną polega jedynie na tym, że zamiast wytwornicy pary stosuje się reaktor jądrowy – urządzenie, w którym zachodzi kontrolowana jądrowa reakcja łańcuchowa, której towarzyszy wyzwolenie energii.
Radioaktywne właściwości uranu po raz pierwszy odkrył francuski fizyk Antoine’a Becquerela w 1896. Fizyk angielski Ernesta Rutherforda po raz pierwszy przeprowadził sztuczną reakcję jądrową pod wpływem cząstek w 1919 r. niemieccy fizycy Otto Hahna I Fritza Strassmanna otwarto w 1938 r , że rozszczepienie jąder ciężkiego uranu podczas bombardowania neutronami towarzyszy uwolnienie energii. Rzeczywiste wykorzystanie tej energii stało się kwestią czasu.
Pierwszy reaktor jądrowy zbudowano w grudniu 1942 roku w USA grupa fizyków z Uniwersytetu w Chicago, na której czele stoi włoski fizyk Enrico Fermi. Po raz pierwszy zrealizowano nietłumioną reakcję rozszczepienia jąder uranu. Reaktor jądrowy, nazwany SR-1, składał się z bloków grafitowych, pomiędzy którymi znajdowały się kule naturalnego uranu i jego dwutlenku. Szybkie neutrony pojawiające się po rozszczepieniu jądrowym 235U, zostały spowolnione przez grafit do energii cieplnej, a następnie spowodowały nowe rozszczepienia jądrowe. Reaktory, w których większość rozszczepień zachodzi pod wpływem neutronów termicznych, nazywane są reaktorami na neutrony termiczne (powolne); w takich reaktorach jest znacznie więcej moderatora niż uranu.
W Europie pierwszy reaktor jądrowy F-1 został wyprodukowany i uruchomiony w grudniu 1946 roku w Moskwie grupa fizyków i inżynierów pod przewodnictwem akademika Igor Wasiliewicz Kurczatow. Reaktor F-1 wykonany był z bloków grafitowych i miał kształt kuli o średnicy około 7,5 m. W centralnej części kuli o średnicy 6 m w otworach bloków grafitowych umieszczono pręty uranowe. . Reaktor F-1, podobnie jak SR-1, nie posiadał układu chłodzenia, dlatego pracował na niskich poziomach mocy: od ułamków po jednostki wata.
Wyniki badań reaktora F-1 posłużyły jako podstawa do projektów reaktorów przemysłowych. W 1948 r. Rozpoczęto prace pod przewodnictwem I.V. Kurczatowa praktyczne zastosowanie energię atomową do wytwarzania prądu elektrycznego.
Pierwsza na świecie przemysłowa elektrownia jądrowa o mocy 5 MW została uruchomiona 27 czerwca 1954 r. w Obnińsku w obwodzie kałuskim. W 1958 roku oddano do użytku I stopień syberyjskiej elektrowni jądrowej o mocy 100 MW (całkowita moc projektowa 600 MW). W tym samym roku rozpoczęto budowę przemysłowej elektrowni jądrowej w Belojarsku, a w kwietniu 1964 r. Generator I stopnia dostarczał energię elektryczną odbiorcom. We wrześniu 1964 roku uruchomiono pierwszy blok elektrowni jądrowej Nowoworoneż o mocy 210 MW. Drugi blok o mocy 350 MW został uruchomiony w grudniu 1969 roku. W 1973 r. Uruchomiono elektrownię jądrową w Leningradzie.
W Wielkiej Brytanii pierwszą przemysłową elektrownię jądrową o mocy 46 MW uruchomiono w 1956 roku w Calder Hall. Rok później uruchomiono elektrownię jądrową o mocy 60 MW w Shippingport (USA).
Światowymi liderami w produkcji energii jądrowej są: USA (788,6 miliarda kWh/rok), Francja (426,8 miliarda kWh/rok), Japonia (273,8 miliarda kWh/rok), Niemcy (158,4 miliarda kWh/rok) i Rosja (154,7 miliarda kWh/rok). Na początku 2004 roku na świecie działało 441 reaktorów jądrowych, Rosyjska spółka z ograniczoną odpowiedzialnością TVEL dostarcza paliwo do 75 z nich.
Największa elektrownia jądrowa w Europie – Elektrownia Zaporoże w Energodarze (Ukraina) – 6 reaktorów jądrowych o łącznej mocy 6 GW. Największa na świecie elektrownia jądrowa - Kashiwazaki-Kariwa (Japonia) - pięć wrzących reaktorów jądrowych ( BWR) i dwa zaawansowane gotowanie reaktor jądrowy (ABWR), których łączna moc wynosi 8,2 GW.
Obecnie w Rosji działają następujące elektrownie jądrowe: Bałakowo, Biełojarsk, Bilibinsk, Rostów, Kalinin, Kola, Kursk, Leningrad, Nowoworoneż, Smoleńsk.
Ustalenia projektu Strategii Energetycznej Rosji na okres do 2030 roku przewidują czterokrotne zwiększenie produkcji energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych.
Elektrownie jądrowe klasyfikuje się według zainstalowanych w nich reaktorów:
l termiczne reaktory neutronowe , stosując specjalne moderatory w celu zwiększenia prawdopodobieństwa absorpcji neutronów przez jądra atomów paliwa;
l reaktory na prędkie neutrony .
Ze względu na rodzaj dostarczanej energii elektrownie jądrowe dzielą się na:
l elektrownie jądrowe(elektrownie jądrowe) przeznaczone wyłącznie do wytwarzania energii elektrycznej;
l elektrociepłownie jądrowe (CHP), wytwarzające zarówno energię elektryczną, jak i energię cieplną.
Obecnie rozważane są opcje budowy jedynie w Rosji elektrownie jądrowe dostawa ciepła.
Elektrownia jądrowa nie wykorzystuje powietrza do utleniania paliwa, nie emituje popiołu, tlenków siarki, węgla itp. do atmosfery ma tło promieniotwórcze niższe niż w elektrowniach cieplnych, ale podobnie jak elektrownie cieplne zużywa ogromna ilość woda do chłodzenia skraplaczy.
Paliwo dla elektrowni jądrowych
Główna różnica między elektrowniami jądrowymi a elektrowniami cieplnymi polega na tym, że wykorzystując paliwo jądrowe zamiast paliw kopalnych. Paliwo jądrowe otrzymywane jest z uranu naturalnego, który wydobywa się w kopalniach (Niger, Francja, RPA), odkrywkach (Australia, Namibia) lub metodą ługowania podziemnego (Kanada, Rosja, USA). Uran jest szeroko rozpowszechniony w przyrodzie, ale nie ma bogatych złóż rud uranu. Uran występuje w różnych skały i wodę w stanie rozproszonym. Uran naturalny jest mieszaniną przeważnie nierozszczepialnego izotopu uranu 238 U(ponad 99%) i izotop rozszczepialny 235 U (około 0,71%), czyli paliwo nuklearne (1 kg 235U uwalnia energię równą ciepłu spalania około 3000 ton węgla).
Wymagają tego reaktory w elektrowniach jądrowych wzbogacanie uranu. W tym celu uran naturalny po przetworzeniu trafia do zakładu wzbogacania, gdzie 90% naturalnego uranu zubożonego wysyła się do przechowywania, a 10% jest wzbogacane do 3,3–4,4%.
Ze wzbogaconego uranu (dokładniej dwutlenku uranu UO 2 lub podtlenek azotu uranu U 2 O 2) są zrobione elementy paliwowe- pręty paliwowe- cylindryczne tabletki o średnicy 9 mm i wysokości 15-30 mm. Tabletki te umieszcza się w szczelnie zamkniętych pojemnikach cyrkon(absorpcja neutronów przez cyrkon jest 32,5 razy mniejsza niż przez stal) rurki cienkościenne Pręty paliwowe są łączone w zespoły paliwowe (FA) składające się z kilkuset sztuk.
Wszystko dalsze procesy rozszczepienie jądrowe 235U z powstawaniem fragmentów rozszczepienia, gazów radioaktywnych itp. się dzieje wewnątrz uszczelnionych rurek prętów paliwowych.
Po stopniowym rozszczepianiu 235U i zmniejszenie jego stężenia do 1,26%, gdy moc reaktora znacznie spada, zespoły paliwowe są usuwane z reaktora, są przez pewien czas przechowywane w basenie chłodzącym, a następnie wysyłane do zakładu radiochemicznego w celu przetworzenia.
Zatem w przeciwieństwie do elektrowni cieplnych, które mają tendencję do całkowitego spalania paliwa, W elektrowniach jądrowych niemożliwe jest 100% rozdzielenie paliwa jądrowego. Dlatego w elektrowniach jądrowych nie jest możliwe obliczenie sprawności na podstawie konkretnego zużycia równoważnego paliwa. Sprawność netto służy do oceny efektywności pracy bloku elektrowni jądrowej
,
gdzie jest wygenerowaną energią, jest ciepłem wydzielonym w reaktorze w tym samym czasie i czasie.
Obliczona w ten sposób sprawność elektrowni jądrowej wynosi 30 – 32%, jednak nie do końca zasadne jest porównywanie jej ze sprawnością elektrowni cieplnej, która wynosi 37 – 40%.
Oprócz izotopu uranu 235 jako paliwo jądrowe wykorzystuje się także:
- izotop uranu 233 ( 233 U) ;
- izotop plutonu 239 ( 239 Pu);
- izotop toru 232 ( 232 tys) (konwertując do 233 U).
Instalacje pracujące w cyklu kombinowanym wytwarzają energię elektryczną i cieplną. Instalacja o cyklu kombinowanym składa się z dwóch oddzielnych bloków: elektrowni parowej i turbiny gazowej. Paliwem krajowych jednostek CCGT jest gaz ziemny, ale może to być zarówno gaz ziemny, jak i produkty przemysłu petrochemicznego, np. olej opałowy. W instalacjach o cyklu kombinowanym pierwszy generator umieszczony jest na tym samym wale z turbiną gazową, która w wyniku obrotu wirnika wytwarza prąd elektryczny. Przechodząc przez turbinę gazową produkty spalania oddają jej część swojej energii, a następnie produkty spalania trafiają do elektrowni parowej, kotła na ciepło odzysknicowe, gdzie wytwarzana jest para wodna dostarczana do turbiny parowej.
Budowa instalacji o cyklu kombinowanym (lub CCGT) jest ostatnio główny nurt rozwoju światowej i krajowej energetyki cieplnej. Kombinacja cykli oparta na turbinach gazowych, tj. zespół turbiny gazowej i zespół turbiny parowej (odpowiednio obiegi Braytona i Rankine'a) zapewniają gwałtowny skok sprawności cieplnej elektrowni, przy czym około dwie trzecie jej mocy pochodzi z zespołu turbiny gazowej. Jak już wspomniano, para wytwarzana z ciepła gazów spalinowych turbiny gazowej napędza turbinę parową.
Ogólną koncepcję kotłów na ciepło odpadowe w schemacie CCGT można uzyskać na podstawie krótki opis Typ HRSG HRSG:
Kocioł na ciepło odpadowe typu HRSG wchodzący w skład bloku CCGT przeznaczony jest do wytwarzania pary przegrzanej o wysokim, średnim i niskim ciśnieniu, wykorzystując ciepło gorących spalin turbiny gazowej.
Kocioł na ciepło odpadowe HRSG jest typem bębna pionowego, z naturalnym obiegiem w obiegach odparowania wysokiego, średniego i niskiego ciśnienia, z własną ramą nośną.
Konstrukcja kotła na ciepło odpadowe zapewnia możliwość wstępnego rozruchu i operacyjnego płukania wodno-chemicznego ścieżki para-woda, a także konserwację wewnętrznych powierzchni kotła podczas przestojów.
Na drodze para-woda obieg hydrauliczny kotła odzysknicowego składa się z trzech niezależnych obiegów o różnych poziomach ciśnienia:
ścieżka niskiego ciśnienia;
przewód średniociśnieniowy;
ścieżkę wysokiego ciśnienia.
Powierzchnie grzewcze rur (parowniki, przegrzewacze itp.) tego kotła są umieszczone poziomo. Wszystkie mają konstrukcję wężową z układami rurowymi, które są połączone kolektorami i za pomocą systemu rurociągów wylotowych są połączone z bębnem separatora. Dzięki tej konstrukcji naprężenia termiczne podczas zmian obciążenia i rozruchów są znacznie niższe, pakiety rur mogą swobodnie się rozszerzać, co minimalizuje ryzyko zakleszczenia, prowadzącego do zniszczenia rury.
Rury wymienników ciepła sekcji HP, SD i LP wykonane są z ciągłymi żebrami, uwzględniając konwekcyjny charakter wymiany ciepła pomiędzy gorącymi gazami z zespołu turbiny gazowej a powierzchniami wymiany ciepła. Płetwy są wykonane z stal węglowa o średnicy 62-68 mm i grubości 1 mm.
System oczyszczania pary z kropli wody kotłowej jest uproszczony, nie posiada cyklonów wewnątrzbębnowych, jak to ma miejsce w konwencjonalnych kotłach parowych. Istnieją linie do okresowego czyszczenia bębnów, natomiast nie ma specjalnych linii do okresowego czyszczenia parowników z dolnych punktów, gdzie linie te są bardziej istotne w związku z usuwaniem nagromadzonych osadów z kotła.
Z bębna para nasycona wchodzi do przegrzewacza wysokociśnieniowego.
Kocioł na ciepło odpadowe HRSG wykorzystuje gazy spalinowe turbiny gazowej bloku. W kierunku ruchu spalin powierzchnie grzewcze kotła są rozmieszczone w następującej kolejności:
Stopień wyjściowy przegrzewacza HP;
stopień ponownego nagrzewania wyjścia;
druga część stopnia wejściowego przegrzewacza HP;
podgrzać stopień wejściowy;
pierwsza część stopnia wlotowego przegrzewacza HP;
Parownik HP;
Drugi stopień ekonomizera HP;
przegrzewacz SD;
przegrzewacz niskiego ciśnienia;
Pierwszy stopień ekonomizera HP;
Parownik LED;
Ekonomizer LED, część wyjściowa pierwszego stopnia / ekonomizer HP, część wyjściowa pierwszego stopnia;
Parownik LPG;
część wlotowa ekonomizera SD pierwszego stopnia / część wlotowa ekonomizera HP pierwszego stopnia;
podgrzewacz kondensatu (ekonomizer LP).
W części spalinowej kotła zamontowany jest tłumik i przepustnica, które zapobiegają przedostawaniu się opadów atmosferycznych do kotła podczas postoju.
Bardziej szczegółowe informacje na temat tego kotła na ciepło odzysknicowe można znaleźć w naszym przykładzie „
O artykule, który zawiera szczegóły i w prostych słowach opisano cykl PGU-450. Artykuł jest naprawdę bardzo łatwy do przyswojenia. Chcę porozmawiać o teorii. Krótko, ale na temat.
Materiał pożyczyłem od pomoc dydaktyczna „Wprowadzenie do energetyki cieplnej”. Autorami tej instrukcji są I. Z. Poleshchuk, N. M. Tsirelman. Podręcznik jest przeznaczony dla studentów Państwowego Uniwersytetu Technicznego Lotnictwa w Ufa (Ufa State Aviation Technical University) w celu studiowania dyscypliny o tej samej nazwie.
Zespół turbiny gazowej (GTU) to silnik cieplny, w którym energia chemiczna paliwa zamieniana jest najpierw na ciepło, a następnie na energię mechaniczną na obracającym się wale.
Najprostszy zespół turbiny gazowej składa się ze sprężarki, w której sprężane jest powietrze atmosferyczne, komory spalania, w której spalane jest paliwo w tym powietrzu, oraz turbiny, w której rozprężają się produkty spalania. Ponieważ średnia temperatura gazów podczas rozprężania jest znacznie wyższa niż temperatura powietrza podczas sprężania, moc wytworzona przez turbinę okazuje się większa niż moc potrzebna do obracania sprężarki. Ich różnica reprezentuje moc użyteczną zespołu turbiny gazowej.
Na ryc. Na rys. 1 przedstawiono schemat, cykl termodynamiczny i bilans cieplny takiej instalacji. Proces (cykl) działającej w ten sposób turbiny gazowej nazywa się otwartym lub otwartym. Płyn roboczy (powietrze, produkty spalania) jest stale odnawiany - jest pobierany z atmosfery i odprowadzany do niego. Sprawność turbiny gazowej, jak każdego silnika cieplnego, to stosunek mocy użytecznej N turbiny gazowej do zużycia ciepła uzyskanego w wyniku spalania paliwa:
η GTU = N GTU / Q T.
Z bilansu energetycznego wynika, że N GTU = Q T - ΣQ P, gdzie ΣQ P jest całkowitą ilością ciepła odebranego z cyklu GTU, równą sumie strat zewnętrznych.
Główna część strat ciepła turbiny gazowej o prostym cyklu składa się ze strat ze spalinami:
ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65...80%.
Udział pozostałych strat jest znacznie mniejszy:
a) straty na skutek niedopalenia w komorze spalania ΔQкс / Qт ≤ 3%;
b) straty spowodowane wyciekami płynu roboczego; ΔQut / Qt ≤ 2%;
c) straty mechaniczne (odpowiadające im ciepło jest usuwane z obiegu za pomocą oleju chłodzącego łożyska) ΔNmech / Qt ≤ 1%;
d) straty w generatorze elektrycznym ΔNeg / Qt ≤ 1…2%;
e) straty ciepła na skutek konwekcji lub promieniowania do otoczenia ΔQam / Qt ≤ 3%
Ciepło odbierane z obiegu turbiny gazowej wraz ze spalinami może być częściowo wykorzystane poza obiegiem turbiny gazowej, w szczególności w obiegu pary.
Schematy ideowe instalacji gazowych z cyklem kombinowanym różne typy są pokazane na ryc. 2.
Ogólnie rzecz biorąc, wydajność jednostki CCGT wynosi:
Tutaj Qgtu jest ilością ciepła dostarczonego do płynu roboczego zespołu turbiny gazowej;
Qpsu to ilość ciepła dostarczona do czynnika parowego w kotle.
Ryż. 1. Zasada działania najprostszego zespołu turbiny gazowej
a - schemat ideowy: 1 - sprężarka; 2 - komora spalania; 3 - turbina; 4 - generator elektryczny;
b — cykl termodynamiczny zespołu turbiny gazowej na wykresie TS;
c – bilans energetyczny.
W najprostszej instalacji binarno-kombinowanej według schematu pokazanego na ryc. 2a, w kotle na ciepło odzysknicowe wytwarzana jest cała para: η UPG = 0,6...0,8 (w zależności głównie od temperatury gazów spalinowych).
Przy TG = 1400...1500 K η GTU ≈ 0,35, a wtedy wydajność binarnego CCGT może osiągnąć 50-55%.
Temperatura gazów wylotowych w turbinie gazowej jest wysoka (400-450°C), dlatego straty ciepła ze spalinami są duże, a sprawność elektrowni z turbiną gazową wynosi 38%, czyli jest prawie taka sama jak sprawność nowoczesnych elektrowni z turbiną parową.
Zespoły turbin gazowych działają na paliwie gazowym, które jest znacznie tańsze niż olej opałowy. Moc jednostkowa nowoczesnych elektrowni gazowych sięga 250 MW, co jest wartością zbliżoną do mocy elektrowni parowych. Do zalet elektrowni z turbiną gazową w porównaniu z elektrowniami z turbiną parową zalicza się:
- niskie zapotrzebowanie na wodę chłodzącą;
- mniejsza waga i niższe koszty inwestycyjne na jednostkę mocy;
- Możliwość szybkiego uruchomienia i zwiększenia obciążenia.
Ryż. 2. Schematy ideowe różnych instalacji gazowych z cyklem kombinowanym:
a - CCGT z wytwornicą pary typu odzyskowego;
b - CCGT z odprowadzaniem gazu do paleniska kotłowego (BPG);
c — zespół CCGT mieszaniny parowo-gazowej;
1 - powietrze z atmosfery; 2 - paliwo; 3 - gazy wydechowe w turbinie; 4 - gazy spalinowe; 5 — woda z sieci do celów chłodniczych; 6 - odpływ wody chłodzącej; 7 - świeża para; 8 - woda zasilająca; 9 – pośrednie przegrzanie pary; 10 - odpady pary regeneracyjnej; 11 - para wchodząca do komory spalania za turbiną.
K - sprężarka; T - turbina; PT - turbina parowa;
GW, GN - podgrzewacze gazowo-wodne wysokiego i niskiego ciśnienia;
LDPE, HDPE - regeneracyjne podgrzewacze wody zasilającej wysokiego i niskiego ciśnienia; NPG, UPG - wytwornice pary niskociśnieniowej, odzysknicowej; KS - komora spalania.
Połączenie turbiny parowej i zespół turbiny gazowej w ogólnym cyklu technologicznym uzyskuje się instalację gazową o cyklu kombinowanym (CCG), której sprawność jest znacznie wyższa od sprawności poszczególnych turbin parowych i turbin gazowych.
Sprawność elektrowni parowo-parowej jest o 17–20% większa niż sprawności konwencjonalnej elektrowni z turbiną parową. W wersji najprostszego zespołu turbiny gazowej z odzyskiem ciepła ze spalin współczynnik wykorzystania ciepła paliwa sięga 82-85%.
Jakie są przyczyny wprowadzenia jednostek CCGT w Rosji, dlaczego decyzja ta jest trudna, ale konieczna?
Dlaczego rozpoczęli budowę elektrowni CCGT?
Zdecentralizowany rynek wytwarzania energii elektrycznej i ciepła narzuca przedsiębiorstwom energetycznym konieczność zwiększania konkurencyjności swoich produktów. Najważniejsze jest dla nich zminimalizowanie ryzyka inwestycji i realnych efektów, jakie można uzyskać stosując tę technologię.
Zniesienie państwowych regulacji na rynku energii elektrycznej i ciepła, który stanie się produktem komercyjnym, spowoduje wzrost konkurencji pomiędzy ich producentami. Dlatego w przyszłości jedynie niezawodne i wysoce rentowne elektrownie będą w stanie zapewnić dodatkowe inwestycje kapitałowe w nowe projekty.
Kryteria wyboru CCGT
Wybór tego czy innego typu CCGT zależy od wielu czynników. Jednym z najważniejszych kryteriów realizacji projektu jest jego opłacalność ekonomiczna i bezpieczeństwo.
Analiza istniejącego rynku elektrowni pokazuje duże zapotrzebowanie na elektrownie niedrogie, niezawodne i wysoce wydajne elektrownie. Modułowa, dostosowana do indywidualnych potrzeb konstrukcja wykonana zgodnie z tą koncepcją sprawia, że instalację można łatwo dostosować do wszelkich warunków lokalnych i specyficznych wymagań klienta.
Takie produkty zadowalają ponad 70% klientów. Warunki te w dużej mierze odpowiadają GT i PG-CHP typu utylizacyjnego (binarnego).
Impas energetyczny
Z analizy rosyjskiej energetyki przeprowadzonej przez szereg instytutów akademickich wynika, że już dziś rosyjska elektroenergetyka traci praktycznie 3-4 GW mocy rocznie. W rezultacie do 2005 r. ilość sprzętu, który wyczerpał swoje zasoby fizyczne, wyniesie według RAO JES z Rosji 38% całkowitej mocy, a do 2010 r. liczba ta będzie już wynosić 108 mln kW (46%) .
Jeśli wydarzenia rozwiną się dokładnie według tego scenariusza, to większość bloków energetycznych na skutek starzenia się w nadchodzących latach wejdzie w strefę zagrożenia poważną awarią. Problem technicznego doposażenia wszystkich typów istniejących elektrowni pogłębia fakt, że nawet niektóre ze stosunkowo „młodych” bloków energetycznych o mocy 500-800 MW wyczerpały żywotność swoich głównych podzespołów i wymagają poważnych prac renowacyjnych.
Przeczytaj także: Cechy techniczne przy wyborze instalacji o cyklu kombinowanym dla elektrowni cieplnych
Rekonstrukcja elektrowni jest łatwiejsza i tańsza
Wydłużenie żywotności elektrowni poprzez wymianę dużych elementów głównych urządzeń (wirników turbin, powierzchni grzewczych kotłów, rurociągów parowych) jest oczywiście znacznie tańsze niż budowa nowych elektrowni.
Dla elektrowni i zakładów produkcyjnych często wygodna i opłacalna jest wymiana sprzętu na podobny do tego, który jest demontowany. Nie wykorzystuje to jednak możliwości znacznego zwiększenia oszczędności paliwa i nie zmniejsza zanieczyszczeń środowisko, nowoczesne środki nie są używane systemy automatyczne nowy sprzęt, koszty eksploatacji i napraw rosną.
Niska sprawność elektrowni
Rosja stopniowo wkracza na europejski rynek energii i przystąpi do WTO, ale jednocześnie od wielu lat utrzymujemy niezwykle niski poziom sprawności cieplnej elektroenergetyki. Poziom pośredni Współczynnik wydajności elektrowni pracujących w trybie kondensacyjnym wynosi 25%. Oznacza to, że jeśli cena paliwa wzrośnie do poziomu światowego, cena energii elektrycznej w naszym kraju nieuchronnie stanie się półtora do dwóch razy wyższa niż światowa, co wpłynie na inne towary. Dlatego też należy przeprowadzić przebudowę bloków energetycznych i ciepłowni tak, aby wprowadzane nowe urządzenia i poszczególne podzespoły elektrowni odpowiadały współczesnemu, światowemu poziomowi.
Sektor energetyczny wybiera technologie gazowe w cyklu kombinowanym
Teraz, pomimo trudności sytuacja finansowa w biurach projektowych energetyki i instytutach badawczych silników lotniczych wznowiono prace nad nowymi systemami wyposażenia elektrowni cieplnych. W szczególności mówimy o tworzeniu kondensacyjnych elektrowni parowo-gazowych o sprawności do 54-60%.
Oceny ekonomiczne różnych krajowych organizacji wskazują na realną szansę na obniżenie kosztów produkcji energii elektrycznej w Rosji w przypadku budowy takich elektrowni.
Nawet proste turbiny gazowe będą bardziej wydajne pod względem wydajności
W elektrowniach cieplnych nie ma konieczności powszechnego stosowania jednostek CCGT tego samego typu co PGU-325 i PGU-450. Rozwiązania obwodów mogą się różnić w zależności od konkretnych warunków, w szczególności stosunku obciążeń termicznych i elektrycznych.
Przeczytaj także: Plany wprowadzenia elektrowni gazowo-parowych w Rosji
W najprostszym przypadku, wykorzystując ciepło gazów spalinowych z turbozespołu gazowego do zaopatrzenia w ciepło lub do produkcji pary technologicznej, sprawność elektryczna elektrowni cieplnej wyposażonej w nowoczesne bloki turbiny gazowej osiągnie poziom 35%, co jest jednocześnie znacznie wyższe od istniejących obecnie. O różnicach w sprawności elektrowni z turbiną gazową i elektrowni z turbiną parową - przeczytaj artykuł Czym różni się sprawność elektrowni z turbiną gazową od sprawności elektrowni z turbiną gazową o cyklu kombinowanym dla elektrowni krajowych i zagranicznych
Zastosowanie turbozespołów gazowych w elektrowniach cieplnych może być bardzo szerokie. Obecnie około 300 turbozespołów parowych elektrowni cieplnych o mocy 50-120 MW zasilanych jest parą z kotłów spalających 90 proc. i więcej gaz ziemny. W zasadzie wszystkie są kandydatami do ponownego wyposażenia technicznego turbiny gazowe moc bloku 60-150 MW.
Trudności w realizacji zespołów turbin gazowych i zespołów turbin gazowych o cyklu kombinowanym
Jednakże proces przemysłowego wdrażania bloków turbin gazowych i bloków gazowo-parowych w naszym kraju postępuje niezwykle wolno. Głównym powodem są trudności inwestycyjne związane z koniecznością dość dużych inwestycje finansowe w możliwie najkrótszym czasie.
Kolejna okoliczność ograniczająca jest związana z faktyczną nieobecnością producenci krajowi turbiny gazowe czystej energii sprawdzone w działaniu na dużą skalę. Za prototypy takich turbin gazowych można uznać turbiny gazowe nowej generacji.
Binarny CCGT bez regeneracji
Binarne jednostki CCGT mają pewną zaletę, ponieważ są najtańsze i najbardziej niezawodne w działaniu. Część parowa binarnych jednostek CCGT jest bardzo prosta, ponieważ regeneracja pary jest nieopłacalna i nie jest wykorzystywana. Temperatura pary przegrzanej jest o 20-50°C niższa od temperatury gazów spalinowych w zespole turbiny gazowej. Obecnie osiągnął poziom normy energetycznej 535-565°C. Ciśnienie pary świeżej dobiera się tak, aby w końcowych etapach zapewnić akceptowalną wilgotność, której warunki pracy i rozmiary łopatek są w przybliżeniu takie same jak w turbinach parowych dużej mocy.
Wpływ ciśnienia pary na sprawność bloków CCGT
Oczywiście brane są pod uwagę czynniki ekonomiczne i kosztowe, ponieważ ciśnienie pary ma niewielki wpływ na sprawność cieplną jednostki CCGT. W celu obniżenia ciśnienia temperaturowego pomiędzy gazami a ośrodkiem parowo-wodnym oraz lepszego wykorzystania ciepła gazów odlotowych w turbinie gazowej przy mniejszych stratach termodynamicznych, odparowywanie wody zasilającej organizuje się na dwóch lub trzech poziomach ciśnienia. Para powstająca pod niskim ciśnieniem jest mieszana w pośrednich punktach toru przepływu turbiny. Prowadzone jest także pośrednie przegrzanie pary.
Przeczytaj także: Wybór cyklu instalacji o cyklu kombinowanym i schemat obwodu jednostki CCGT
Wpływ temperatury gazów spalinowych na sprawność instalacji CCGT
Wraz ze wzrostem temperatury gazów na wlocie i wylocie turbiny wzrastają parametry pary oraz sprawność części parowej obiegu turbiny gazowej, przyczyniając się do: ogólny wzrost Wydajność CCGT.
O wyborze konkretnych kierunków tworzenia, udoskonalania i produkcji maszyn energetycznych na dużą skalę należy decydować, biorąc pod uwagę nie tylko doskonałość termodynamiczną, ale także atrakcyjność inwestycyjną projektów. Atrakcyjność inwestycyjna rosyjskich projektów technicznych i produkcyjnych dla potencjalnych inwestorów- najważniejszy i najpilniejszy problem, od którego rozwiązania w dużej mierze zależy ożywienie rosyjskiej gospodarki.
(Odwiedziono 3318 razy, dzisiaj 4 wizyty)
Załadunek...
