Парогазовиминазиваються енергетичні установки (ПДУ), в яких теплота газів ГТУ прямо або опосередковано використовується для вироблення електроенергії в паротурбінному циклі.
На рис. 4.10 показано принципову схему найпростішої парогазової установки, так званого утилізаційного типу. Гази, що йдуть, ГТУ надходять у котел-утилізатор- теплообмінник протиточного типу, в якому за рахунок тепла гарячих газів отримують пару високих параметрів, що спрямовується в парову турбіну.
Малюнок 4.10. Принципова схема найпростішої парогазової установки
Котел-утилізатор є шахтою прямокутного перерізу., В якій розміщені поверхні нагріву, утворені срібними трубами, всередину яких подається робоче тіло паротурбінної установки (вода або пара). У найпростішому випадку поверхні нагріву утилізатора котла складаються з трьох елементів: економайзера 3, випарника 2 і пароперегрівача 1. Центральним елементом є випарник, Що складається з барабана 4 (довгого циліндра, що заповнюється наполовину водою), декількох опускних труб 7 і досить щільно встановлених вертикальних труб власне випарника 8. Випарник працює на принципі природної конвекції. Випарювальні труби знаходяться в зоні більш високих температур, ніж опускні. Тому в них вода нагрівається, частково випаровується і тому легшає і піднімається вгору в барабан. Звільнене місце заповнюється холоднішою водою по опускних трубах з барабана. Насичена пара збирається у верхній частині барабана і направляється в труби пароперегрівача 1. Витрата пари з барабана 4 компенсується підведенням води з економайзера 3. При цьому вода, що надходить, перш ніж випаруватися повністю, багаторазово пройде через випарні труби. Тому описаний котел-утилізатор називається котлом із природною циркуляцією.
В економайзері відбувається нагрівання поживної води, що надходить, практично до температури кипіння.. З барабана суха насичена пара надходить у пароперегрівач, де перегрівається понад температуру насичення. Температура одержуваної перегрітої пари t 0 завжди, звичайно, менше, ніж температура газів q Г, що надходять із газової турбіни (зазвичай на 25 - 30 ° С).
Під схемою утилізатора котла на рис. 4.10 показано зміну температур газів та робочого тіла при їх русі назустріч один одному. Температура газів плавно зменшується від значення q Г на вході до значення q ух температури газів.Рухаюча назустріч поживна вода підвищує в економайзері свою температуру до температури кипіння(крапка а). З цією температурою (на межі кипіння) вода надходить у випарник. У ньому відбувається випаровування води. При цьому її температура не змінюється (процес a - b). У точці bробоче тіло знаходиться у вигляді сухої насиченої пари. Далі в пароперегрівачі відбувається його перегрів до значення t 0 .
Пар, що утворюється на виході з пароперегрівача, прямує в парову турбіну, де, розширюючись, здійснює роботу. З турбіни відпрацьована пара надходить у конденсатор, конденсується і за допомогою живильного насоса 6 , що підвищує тиск живильної води, прямує знову в котел-утилізатор.
Таким чином, принципова відмінність паросилової установки (ПСУ) звичайної ПСУТЕС полягає тільки в тому, що паливо в котлі-утилізаторі не спалюється, а необхідна для роботи ПСУ ПДУ теплота береться від газів, що йдуть ГТУ. Загальний виглядкотла – утилізатора наведено на рис.4.11.
Малюнок 4.11. Загальний вигляд котла – утилізатора
Електростанцію з ПГУ показано на рис. 4.12, на якому зображено ТЕС із трьома енергоблоками. Кожен енергоблок складається з двох поряд ГТУ 4 типу V94.2 фірми Siemens, кожна з яких має свої гази. високої температуринаправляє у свій котел-утилізатор 8 . Пара, що генерується цими котлами, прямує в одну парову турбіну 10 з електрогенератором 9 та конденсатором, розташованим у конденсаційному приміщенні під турбіною. Кожен такий енергоблок має сумарну потужність 450 МВт (кожна ГТУ та парова турбіна мають потужність приблизно 150 МВт). Між вихідним дифузором 5 та котлом-утилізатором 8 встановлена байпасна (обвідна) димова труба 12та газощільний шибер 6 .
Малюнок 4.12. Електростанція з ПДУ
Основні переваги ПГУ.
1. Паро газова установка- В даний час найекономічніший двигун, що використовується для отримання електроенергії.
2. Парогазова установка – найбільш екологічно чистий двигун. Насамперед це пояснюється високим ККД - адже вся та теплота, що міститься в паливі, яку не вдалося перетворити на електроенергію, викидається в навколишнє середовище та відбувається його теплове забруднення. Тому зменшення теплових викидів ПГУ порівняно з паросиловою приблизно відповідає зменшенню витрати палива на виробництво електроенергії.
3. Парогазова установка - дуже маневрений двигун, з яким у маневреності може зрівнятися лише автономна ГТУ. Потенційно висока маневреність ПТУ забезпечується наявністю у її схемі ГТУ, зміна навантаження якої відбувається протягом кількох хвилин.
4. При однаковій потужності паросилової та парогазової ТЕС споживання охолоджувальної води ПГУ приблизно втричі менше. Це визначається тим, що потужність паросилової частини ПГУ становить 1/3 від загальної потужності, а ГТУ води, що охолоджує, практично не вимагає.
5. ПГУ має нижчу вартість встановленої одиниці потужності, що пов'язано з меншим обсягом будівельної частини, з відсутністю складного енергетичного котла, дорогої димової труби, системи регенеративного підігріву поживної води, використанням більш простих парової турбіни та системи технічного водопостачання.
ВИСНОВОК
Головним недоліком всіх теплових електростанцій є те, що всі види палива, що застосовується, є непоправними природними ресурсами, які поступово закінчуються. Крім того, ТЕС споживають значну кількість палива (щодня одна ДРЕС потужністю 2000 МВт спалює за добу два залізничні склади вугілля) і є найбільш екологічно «брудними» джерелами електроенергії, особливо якщо вони працюють на високозольному сірчистому паливі. Саме тому в даний час, поряд з використанням атомних і гідравлічних електростанцій, ведуться розробки електричних станцій, що використовують заповнювані або інші альтернативні джерелаенергії. Однак, незважаючи ні на що, ТЕС є основними виробниками електроенергії в більшості країн світу і залишаться такими, як мінімум, у найближчі 50 років.
КОНТРОЛЬНІ ПИТАННЯ ДО ЛЕКЦІЇ 4
1. Теплова схема ТЕЦ – 3 бали.
2. Технологічний процесвиробництва електроенергії на ТЕС – 3 бали.
3. Компонування сучасних ТЕС – 3 бали.
4. Особливості ГТУ. Структурна схемаГТУ. ККД ГТУ – 3 бали.
5. Теплова схема ГТУ – 3 бали.
6. Особливості ПГУ. Структурна схема ПГУУ. ККД ПДУ – 3 бали.
7. Теплова схема ПДУ – 3 бали.
ЛЕКЦІЯ 5
АТОМНІ ЕЛЕКТРИЧНІ СТАНЦІЇ. Паливо для АЕС. ПРИНЦИП РОБОТИ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ВИРОБНИЦТВО ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА АЕС З ТЕПЛОВИМИ РЕАКТОРАМИ. РЕАКТОРИ НА ШВИДКИХ НЕЙТРОНАХ. ГІДНОСТІ ТА НЕДОЛІКИ СУЧАСНИХ АЕС
Основні поняття
Атомна електростанція(АЕС) це електростанція, що виробляє електричну енергію шляхом перетворення теплової енергії, що виділяється в ядерному реакторі (реакторах) в результаті керованої ланцюгової реакції поділу (розщеплення) ядер атомів урану.Принципова відмінність АЕС від ТЕС лише тому, що замість парогенератора використовується ядерний реактор - пристрій, у якому здійснюється керована ланцюгова ядерна реакція, що супроводжується виділенням енергії.
Радіоактивні властивості у урану вперше виявив французький фізик Антуан Беккерель 1896 року. Англійська фізик Ернест Резерфордвперше здійснив штучну ядерну реакцію під впливом – частинок 1919 року. Німецькі фізики Отто Гані Фріц Штрасманвідкрили у 1938 році , що поділ важких ядер урану при бомбардуванні нейтронами супроводжується виділенням енергії.Реальне використання цієї енергії стало справою часу.
Перший ядерний реактор збудовано у грудні 1942 року в СШАгрупою фізиків університету Чикаго під керівництвом італійського фізика Енріко Фермі. Вперше було реалізовано незатухаючу реакцію поділу ядер урану. Ядерний реактор, названий СР-1, складався з графітових блоків, між якими були розташовані кулі з природного урану та його двоокису. Швидкі нейтрони, що з'являються після розподілу ядер 235 U, сповільнювалися графітом до теплових енергій, а потім викликали нові розподіли ядер. Реактори, у яких основна частка поділів відбувається під впливом теплових нейтронів, називають реакторами на теплових (повільних) нейтронах; у таких реакторах сповільнювача значно більше, ніж урану.
У Європі перший ядерний реактор Ф-1 був виготовлений та запущений у грудні 1946 року у Москвігрупою фізиків та інженерів на чолі з академіком Ігорем Васильовичем Курчатовим. Реактор Ф-1 був набраний з графітових блоків і мав форму кулі діаметром приблизно 7,5 м. У центральній частині кулі діаметром 6 м в отворах графітових блоків розміщені уранові стрижні. Реактор Ф-1, як і СР-1, у відсутності системи охолодження, тому працював на малих рівнях потужності: від часток до одиниць вата.
Результати досліджень на реакторі Ф-1 стали основою проектів для промислових реакторів. У 1948 році під керівництвом І. В. Курчатова почалися роботи з практичного застосуванняенергії атома для одержання електроенергії.
Першу у світі промислову атомну електростанцію потужністю 5 МВт було запущено 27 червня 1954 року в м. Обнінську Калузької області. У 1958 р. була введена в експлуатацію перша черга Сибірської АЕС потужністю 100 МВт (повна проектна потужність 600 МВт). У тому року розгорнулося будівництво Білоярської промислової АЕС, а квітні 1964 р. генератор 1-ї черги дав електроенергію споживачам. У вересні 1964 року було пущено 1-й блок Нововоронезької АЕС потужністю 210 МВт. Другий блок потужністю 350 МВт запущено у грудні 1969 року. 1973 року запущена Ленінградська АЕС.
У Великій Британії перша АЕС промислового призначення потужністю 46 МВт була введена в експлуатацію в 1956 році в Колдер-Холлі. Через рік почала працювати АЕС потужністю 60 МВт у Шиппінгпорті (США).
Світовими лідерами з виробництва ядерної електроенергії є: США (788,6 млрд. кВт год/рік), Франція (426,8 млрд. кВт год/рік), Японія (273,8 млрд. кВт год/рік), Німеччина (158,4 млрд. кВт год/рік) ) та Росія (154,7 млрд. кВт год/рік).На початок 2004 року у світі діяв 441 енергетичний ядерний реактор, російське ВАТ«ТВЕЛ» постачає паливо для 75 із них.
Найбільша АЕСв Європі – Запорізька АЕС м. Енергодар (Україна) – 6 атомних реакторів сумарною потужністю 6 ГВт. Найбільша у світі АЕС - Касівадзакі-Каріва (Японія) - п'ять киплячих ядерних реакторів ( BWR) і два просунутих киплячих ядерного реактора (ABWR), сумарна потужність яких становить 8,2 ГВт.
Нині у Росії працюють АЕС: Балаківська, Білоярська, Білибінська, Ростовська, Калінінська, Кольська, Курська, Ленінградська, Нововоронезька, Смоленська.
У розробках проекту Енергетичної стратегії Росії на період до 2030 передбачено збільшення виробництва електроенергії на атомних електростанціях в 4 рази.
Атомні електростанції класифікуються відповідно до встановлених на них реакторів:
l реактори на теплових нейтронах , що використовують спеціальні сповільнювачі збільшення ймовірності поглинання нейтрона ядрами атомів палива;
l реактори на швидких нейтронах .
За видом енергії, що відпускається, атомні станції діляться на:
l атомні електростанції(АЕС), призначені для вироблення тільки електроенергії;
l атомні теплоелектроцентралі (АТЭЦ), які виробляють як електроенергію, і теплову енергію.
В даний час тільки в Росії розглядаються варіанти будівництва атомних станційтеплопостачання.
АЕС не використовує повітря для окислення палива, не дає викидів золи, оксидів сірки, вуглецю тощо. в атмосферу, має радіоактивне тло нижче, ніж на ТЕС, але, як і ТЕС, споживає велика кількістьводи для охолодження конденсаторів
Паливо для АЕС
Головна відмінність АЕС від ТЕС полягає у використання ядерного пального замість органічного палива. Ядерне пальне одержують із природного урану, який видобувають або у шахтах (Нігер, Франція, ПАР), або у відкритих кар'єрах (Австралія, Намібія), або у спосіб підземного вилуговування (Канада, Росія, США). Уран широко поширений у природі, але багатих за змістом покладів уранових руд немає. Уран міститься в різних гірських породахта воді у розсіяному стані. Природний уран це суміш переважно ізопу, що не ділиться, урану. 238 U(більше 99%) та розподіленого ізотопу 235 U (приблизно 0,71%), який і є ядерним пальним (1 кг 235 Uвиділяє енергію рівну теплоті згоряння приблизно 3000 т кам'яного вугілля).
Для роботи реакторів АЕС потрібно збагачення урану. І тому природний уран прямує на збагачувальний завод, після переробки, у якому 90% природного збідненого урану прямує до зберігання, а 10% збагачується до 3,3 - 4,4 %.
Зі збагаченого урану (точніше діоксиду урану UO 2або окису-закису урану U 2 O 2) виготовляють тепловиділяючі елементи- ТВЕЛи- циліндричні таблетки діаметром 9 мм та висотою 15-30 мм. Ці таблетки поміщають у герметичні цирконієві(поглинання нейтронів цирконієм у 32,5 рази менше ніж сталлю) тонкостінні трубкидовжиною близько 4 м. ТВЕЛи збирають в тепловиділяючі зборки (ТВЗ) по кілька сотень штук.
Усе подальші процесирозщеплення ядер 235 Uз утворенням уламків поділу, радіоактивних газів тощо. відбуваються усередині герметичних трубок ТВЕЛів.
Після поступового розщеплення 235 Uта зменшення його концентрації до 1,26%, коли потужність реактора суттєво зменшується, ТВС витягають із реактора, якийсь час зберігають у басейні витримки, а потім направляють на радіохімічний завод для переробки.
Таким чином, на відміну від ТЕС, де паливо прагнуть спалювати повністю, на АЕС неможливо розщепити ядерне паливо на 100%.Тому на АЕС не можна розрахувати ККД із питомої витрати умовного палива. Для оцінки ефективності роботи енергоблоку АЕС використовується ККД нетто
,
де - вироблена енергія, - тепло, що виділилося в реакторі, заодно і теж час.
Підрахований таким чином ККД АЕС становить 30 – 32 %, але порівнювати його з ККД ТЕС, що становить 37 – 40 %, не цілком правомочно.
Крім ізотопу урану 235 як ядерне паливо також використовуються:
- ізотоп урану 233 ( 233 U) ;
- ізотоп плутонію 239 ( 239 Pu);
- ізотоп торію 232 ( 232 Th) (за допомогою перетворення на 233 U).
Парогазові установки виробляють електрику та теплову енергію. Парогазова установка складається з двох окремих блоків: паросилового та газотурбінного. Паливом вітчизняних ПГУ є природний газ, проте ним може бути як природний газ, і продукти нафтохімічної промисловості, наприклад мазут. У парогазових установках на одному валу з газовою турбіною знаходиться перший генератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають їй частину своєї енергії і далі продукти згоряння потрапляють у паросилову установку, в котел-утилізатор, де виробляється водяна пара, що надходить на парову турбіну.
Спорудження установок комбінованого циклу (або ПГУ) є в Останнім часомосновною тенденцією розвитку світової та вітчизняної теплоенергетики. Поєднання циклів з урахуванням ГТУ, тобто. газотурбінної установки, та паротурбінної установки (циклів Брайтона та Ренкіна відповідно) забезпечує різкий стрибок теплової економічності електростанції, при цьому близько двох третин її потужності припадає на ГТУ. Пара, вироблена за рахунок тепла відпрацьованих газів ГТУ, як уже зазначалося, приводить у дію парову турбіну.
Загальне уявлення про котли-утилізатори у схемі ПДУ можна отримати на основі короткого описуКУ типу HRSG:
Котел-утилізатор типу HRSG у складі блоку ПГУ призначений для отримання перегрітої пари високого, середнього та низького тиску за рахунок використання тепла гарячих вихлопних газів ГТУ.
Котел-утилізатор HRSG – вертикального типу, барабанний, з природною циркуляцією у випарних контурах високого, середнього та низького тиску, з власним каркасом.
Конструкція утилізатора котла забезпечує можливість проведення передпускових та експлуатаційних водно-хімічних промивок пароводяного тракту, а також консервації внутрішніх поверхонь котла при зупинках.
По пароводяному тракту гідравлічна схема утилізатора котла складається з трьох самостійних контурів з різним рівнем тисків:
тракт низького тиску;
тракт середнього тиску;
тракт високого тиску
Поверхні нагрівання труб (випарники, пароперегрівачі тощо) цього котла розташовуються горизонтально. Всі вони мають змійникову конструкцію трубних систем, які об'єднуються колекторами і за допомогою системи трубопроводів, що відводить, приєднуються до барабана-сепаратора. При такому виконанні термічна напруга при змінах навантаження і пусках істотно нижче, трубні пакети можуть вільно розширюватися, що зводить до мінімуму ризик защемлення, що призводить до руйнування труб.
Трубки теплообмінників секцій ВД, СД та НД виготовлені із суцільним ребранням з урахуванням конвективного характеру теплообміну між гарячими газами з ГТУ та поверхнями теплообміну. Оребріння виконано з вуглецевої сталідіаметром 62-68 мм та товщиною 1 мм.
Система очищення пари від крапель котлової води спрощена, в ній відсутні внутрішньобарабанні циклони, як це передбачається на звичайних парових котлах. Є лінії періодичного продування з барабанів, проте не передбачені спеціальні лінії періодичного продування випарників з нижніх точок, де ці лінії більш актуальні щодо виведення з котла шламових утворень, що накопичилися.
З барабана насичена пара надходить у пароперегрівач високого тиску.
Котел - утилізатор HRSG працює на газах, що відходять, газової турбіни блоку. По ходу руху димових газів поверхні нагрівання котла розташовані в наступній послідовності:
вихідний ступінь пароперегрівача ВД;
вихідний ступінь промперегріву;
друга частина вхідного ступеня пароперегрівача ВД;
вхідний ступінь промперегріву;
перша частина вхідного ступеня пароперегрівача ВД;
випарник ВД;
економайзер ВД другий ступінь;
пароперегрівач ЦД;
пароперегрівач НД;
економайзер ВД перший ступінь;
випарник ЦД;
економайзер СД вихідна частина першого ступеня / економайзер ВД вихідна частина першого ступеня;
випарник НД;
економайзер СД вхідна частина першого ступеня / економайзер ВД вхідна частина першого ступеня;
підігрівач конденсату (економайзер НД).
У вихлопній частині котла встановлений глушник та заслінка, що запобігає попаданню опадів у котел під час його стоянки.
Докладніші відомості щодо цього котла-утилізатора можна знайти в нашому прикладі "
Про статтю, в якій докладно і простими словамиописаний цикл ПГУ-450 Стаття справді дуже легко засвоюється. Я ж хочу розповісти про теорію. Коротко, але справи.
Матеріал я запозичив з навчального посібника "Введення в теплоенергетику". Автори цього посібника І. З. Полещук, Н. М. Цирельман.Посібник пропонується студентам УГАТУ (Уфімський державний авіаційний технічний університет) для вивчення однойменної дисципліни.
Газотурбінная установка (ГТУ) являє собою тепловий двигун, в якому хімічна енергія палива перетворюється спочатку в теплоту, а потім в механічну енергію на валу, що обертається.
Найпростіша ГТУ складається з компресора, в якому стискається атмосферне повітря, камери згоряння, де серед цього повітря спалюється паливо, і турбіни, в якій розширюються продукти згоряння. Так як середня температура газів при розширенні істотно вище, ніж повітря при стисканні, потужність, що розвивається турбіною, виявляється більшою за потужність, необхідну для обертання компресора. Їхня різниця є корисною потужністю ГТУ.
На рис. 1 показані схема, термодинамічний цикл та тепловий баланс такої установки. Процес (цикл) працюючої таким чином ГТУ називається розімкненим або відкритим. Робоче тіло (повітря, продукти згоряння) постійно відновлюється - забирається з атмосфери і скидається до неї. ККД ГТУ, як і будь-якого теплового двигуна, є відношенням корисної потужності N ГТУ до витрати теплоти, отриманої при спалюванні палива:
η ГТУ = N ГТУ / Q T.
З балансу енергії випливає, що N ГТУ = Q T - ΣQ П, де ΣQ П - загальна кількість відведеної з циклу ГТУ теплоти, що дорівнює сумі зовнішніх втрат.
Основну частину втрат теплоти ГТУ простого циклу становлять втрати з газами, що йдуть:
ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65 ... 80%.
Частка решти втрат значно менша:
а) втрати від недопалу в камері згоряння ΔQкс/Qт ≤ 3%;
б) втрати через витік робочого тіла; ΔQут / Qт ≤ 2%;
в) механічні втрати (еквівалентна їм теплота відводиться з циклу з маслом, що охолоджує підшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;
г) втрати в електричному генераторі ΔNег / Qт ≤ 1...2%;
д) втрати теплоти конвекцією або випромінюванням у довкілля ΔQокр / Qт ≤ 3%
Теплота, яка відводиться з циклу ГТУ з газами, що відпрацювали, може бути частково використана поза циклом ГТУ, зокрема, в паросиловому циклі.
Принципові схеми парогазових установок різних типівнаведено на рис. 2.
У випадку ККД ПГУ:
Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;
Qпсу - кількість теплоти, підведеної до парового середовища в котлі.
Мал. 1. Принцип дії найпростішої ГТУ
а - принципова схема: 1 - компресор; 2 - камера згоряння; 3 - турбіна; 4 - електрогенератор;
б - термодинамічний цикл ГТУ у ТS-діаграмі;
в - баланс енергії.
У найпростішій бінарній парогазовій установці за схемою показаною на рис. 2 а, вся пара виробляється в котлі-утилізаторі: η УПГ = 0,6 ... 0,8 (залежно, головним чином, від температури газів, що йдуть).
При Т Г = 1400 ... 1500 К η ГТУ ≈ 0,35, і тоді ККД бінарної ПГУ може досягати 50-55%.
Температура відпрацьованих у турбіні ГТУ газів висока (400-450оС), отже, великі втрати теплоти з газами, що йдуть, і ККД газотурбінних електростанцій становить 38%, тобто він практично такий же, як ККД сучасних паротурбінних електростанцій.
Газотурбінні установки працюють на газовому паливі, яке суттєво дешевше за мазут. Поодинока потужність сучасних ГТУ досягає 250 МВт, що наближається до потужності паротурбінних установок. До переваг ГТУ порівняно з паротурбінними установками належать:
- незначна потреба в охолодній воді;
- менша маса та менші капітальні витрати на одиницю потужності;
- можливість швидкого пуску та форсування навантаження.
Мал. 2. Принципові схеми різних парогазових установок:
а - ПГУ з парогенератором утилізаційного типу;
б - ПГУ зі скиданням газів у топку котла (НПГ);
в - ПГУ на парогазовій суміші;
1 - повітря з атмосфери; 2 - паливо; 3 - відпрацьовані в турбіні гази; 4 - гази, що йдуть; 5 - вода з мережі на охолодження; 6 - відведення охолоджувальної води; 7 - свіжа пара; 8 - поживна вода; 9 – проміжний перегрів пари; 10 - регенеративні покидьки пари; 11 - пара, що надходить після турбіни в камеру згоряння.
К - компресор; Т - турбіна; ПТ - парова турбіна;
ГВ, ГН - газоводяні підігрівачі високого та низького тиску;
ПВД, ПНД - регенеративні підігрівачі живильної води високого та низького тиску; НПГ, УПГ - низьконапірний, утилізаційний парогенератори; КС – камера згоряння.
Об'єднуючи паротурбінну та газотурбінну установкизагальним технологічним циклом, отримують парогазову установку (ПГУ), ККД який істотно вище, ніж ККД окремо взятих паротурбінної та газотурбінної установок.
ККД парогазової електростанції на 17-20% більше, ніж звичайної паротурбінної електростанції. У варіанті найпростішої ГТУ з утилізацією тепла газів, що йдуть, коефіцієнт використання тепла палива досягає 82-85%.
Які причини впровадження ПДУ в Росії, чому це рішення важке, але необхідне?
Чому почали будувати ПДУ
Децентралізований ринок виробництва електроенергії та теплоти диктує енергетичним компаніям необхідність підвищення конкурентоспроможності своєї продукції. Основне значення для них мають мінімізація ризику інвестицій та реальні результати, які можна отримати при використанні цієї технології.
Скасування державного регулювання на ринку електроенергії та теплоти, що стануть комерційним продуктом, призведе до посилення конкуренції між їхніми виробниками. Тому в майбутньому лише надійні та високорентабельні електростанції зможуть забезпечити додаткові капіталовкладення у здійснення нових проектів.
Критерії вибору ПДУ
Вибір тієї чи іншої типу ПГУ залежить від багатьох чинників. Одними з найважливіших критеріїв у реалізації проекту є його економічна вигідність та безпека.
Аналіз існуючого ринку енергетичних установок показує значну потребу в недорогих, надійних в експлуатації та високоефективних енергетичних установках. Виконана відповідно до цієї концепції модульна конструкція із заданими параметрами робить установку, що легко адаптується до будь-яких місцевих умов та специфічних вимог замовника.
Така продукція задовольняє понад 70% замовників. Цим умовам значною мірою відповідають ГТ та ПГ-ТЕС утилізаційного (бінарного) типу.
Енергетичний глухий кут
Аналіз енергетики Росії, виконаний низкою академічних інститутів, показує: вже сьогодні електроенергетика Росії практично втрачає щорічно 3-4 ГВт своїх потужностей. В результаті до 2005 р. обсяг відпрацьованого свого фізичного ресурсу обладнання становитиме, за даними РАТ "ЄЕС Росії", 38% загальної потужності, а до 2010 р. цей показник складе вже 108 млн. кВт (46%).
Якщо події розвиватимуться саме за таким сценарієм, більшість енергоблоків через старіння найближчими роками увійдуть до зони серйозного ризику аварій. Проблему технічного переозброєння всіх типів існуючих електростанцій загострює те, що навіть частина порівняно молодих енергоблоків 500-800 МВт вичерпала ресурс роботи основних вузлів і потребує серйозних відновлювальних робіт.
Читайте також: Технічні особливостіпри виборі парогазової установки для ТЕЦ
Реконструкція електростанцій – це простіше та дешевше
Продовження термінів експлуатації станцій із заміною великих вузлів основного обладнання (роторів турбін, поверхонь нагріву котлів, паропроводів), звичайно, значно дешевше, ніж будівництво нових електростанцій.
Електростанціям і заводам-виробникам найчастіше зручно та вигідно замінювати обладнання на аналогічне демонтованому. Однак при цьому не використовуються можливості значного збільшення економії палива, не зменшується забруднення довкілля, не застосовуються сучасні засоби автоматизованих системнового обладнання, збільшуються витрати на експлуатацію та ремонт.
Низький ККД електростанцій
Росія поступово виходить на європейський енергетичний ринок, увійде до СОТ, натомість у нас багато років зберігається вкрай низький рівень теплової ефективності електроенергетики. Середній рівенькоефіцієнта корисної дії енергоустановок під час роботи на конденсаційному режимі дорівнює 25 %. Це означає, що при підвищенні ціни на паливо до світового рівня ціна на електроенергію у нас неминуче стане у півтора-два рази вищою за світову, що позначиться на інших товарах. Тому реконструкція енергоблоків і теплових станцій повинна проводитися так, щоб нове обладнання та окремі вузли електростанцій, що вводиться, були на сучасному світовому рівні.
Енергетика обирає парогазові технології
Зараз, незважаючи на важке фінансове положенняУ конструкторських бюро енергомашинобудівних та авіарухових науково-дослідних інститутів відновилися розробки нових систем обладнання для теплових електростанцій. Зокрема, йдеться про створення парогазових конденсаційних електростанцій з коефіцієнтом корисної дії до 54-60 %.
Економічні оцінки, зроблені різними вітчизняними організаціями, свідчать про реальну можливість знизити витрати виробництва електроенергії у Росії, якщо будувати подібні електростанції.
Навіть прості ГТУ будуть ефективнішими за ККД.
На ТЕЦ не обов'язково повсюдно застосовувати ПГУ такого типу, як ПГУ-325 та ПГУ-450. Схемні рішення можуть бути різними залежно від конкретних умов, зокрема від співвідношення теплових та електричних навантажень.
Читайте також: Плани впровадження парогазових електростанцій у Росії
У найпростішому випадку при використанні тепла газів, що відпрацювали в ГТУ, для теплопостачання або виробництва технологічної пари електричний ККД ТЕЦ із сучасними ГТУ досягне рівня 35 %, що також значно вище існуючих сьогодні. Про відмінності ККД ГТУ та ПТУ - читайте у статті Як відрізняються ККД ГТУ та ККД ПДУ для вітчизняних та зарубіжних електростанцій
Застосування ГТУ на ТЕЦ може бути широким. В даний час близько 300 паротурбінних агрегатів ТЕЦ потужністю 50-120 МВт живляться парою від котлів, що спалюють 90 і більше відсотків природного газу. У принципі, всі вони є кандидатами на технічне переозброєння з використанням газових турбінодиничною потужністю 60-150 МВт.
Проблеми з використанням ГТУ та ПГУ
Проте процес промислового впровадження ГТУ та ПДУ у нашій країні йде вкрай повільно. Головна причина - інвестиційні труднощі, пов'язані з необхідністю досить великих фінансових вкладеньу мінімально можливі терміни.
Інша стримуюча обставина пов'язана з фактичною відсутністю в номенклатурі вітчизняних виробниківчисто енергетичних газових турбін, перевірених у широкомасштабній експлуатації. За прототипи таких газових турбін можна ухвалити ГТУ нового покоління.
Бінарні ПГУ без регенерації
Певною перевагою мають бінарні ПГУ, як найдешевші та найнадійніші в експлуатації. Парова частина бінарних ПГУ дуже проста, оскільки парова регенерація невигідна і використовується. Температура перегрітої пари на 20-50 °С нижче температури відпрацьованих у ГТУ газів. Нині вона досягла рівня стандартних в енергетиці 535-565 °С. Тиск свіжої пари вибирається так, щоб забезпечити прийнятну вологість в останніх щаблях, умови роботи та розміри лопаток яких приблизно такі самі, як і в потужних парових турбінах.
Вплив тиску пари на ефективність ПГУ
Враховуються, звісно, економічні, вартісні чинники, оскільки тиск пари мало впливає термічний ККД ПГУ. Щоб зменшити температурні напори між газами і пароводяним середовищем і найкраще з меншими термодинамічних втрат використовувати тепло відпрацьованих в ГТУ газів, випаровування поживної води організують при двох або трьох рівнях тиску. Вироблений при знижених тисках пар підмішують у проміжних точках проточної частини турбіни. Здійснюють також проміжний перегрів пари.
Читайте також: Вибір циклу парогазової установки та принципової схеми ПГУ
Вплив температури газів на ККД ПДУ
З підвищенням температури газів на вході в турбіну та виході з неї параметри пари та економічність парової частини циклу ГТУ зростають, сприяючи загальному збільшеннюККД ПДУ.
Вибір конкретних напрямів створення, вдосконалення та широкомасштабного виробництва енергетичних машин має вирішуватися з урахуванням не лише термодинамічної досконалості, а й інвестиційної привабливості проектів. Інвестиційна привабливість російських технічних та виробничих проектів для потенційних інвесторів- найважливіша та актуальна проблема, від вирішення якої значною мірою залежить відродження економіки Росії.
(Visited 3 318 times, 4 visits today)
Завантаження...
