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: Технические особенности при выборе парогазовой установки для ТЭЦ
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: Планы внедрения парогазовых электростанций в России
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: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы 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 3 318 times, 4 visits today)
В зависимости от чего выбираются парогазовые циклы , какой выбор будет оптимальным, и как будет выглядеть технологическая схема ПГУ?
Как только становятся известны паритет капитала и конфигурация в отношении расположения валов, можно приступить к предварительному выбору цикла.
Диапазон простирается от очень простых “циклов одного давления” до чрезвычайно сложных “циклов тройного давления с промежуточным перегревом”. Коэффициент полезного действия цикла с увеличением комплексности повышается, однако капитальные затраты также возрастают. Ключом выбора правильного цикла является определение такого цикла давления, который лучше всего подходит для заданного коэффициента полезного действия и заданных показателей затрат.
Парогазовая установка с циклом одного давления
Этот цикл часто используется для более благоприятного в цене топлива ухудшенного качества, как например, сырая нефть и тяжелое нефтяное топливо с высоким содержанием серы.
По сравнению со сложными циклами инвестиции в ПГУ простых циклов незначительны.
На схеме изображена ПГУ с дополнительным змеевиком-испарителем на холодном конце котла-утилизатора. Этот испаритель отбирает у отработавших газов дополнительное тепло и отдает пар деаэратору с целью использования его для подогрева питательной воды.
Благодаря этому отпадает необходимость в отборе пара для деаэратора из паровой турбины. Результатом по сравнению с простейшей схемой одного давления является улучшение коэффициента полезного действия, однако соответственно повышаются капитальные вложения.
ПГУ с циклом двух давлений
Большинство находящихся в эксплуатации комбинированных установок имеют циклы двойного давления. Вода подается двумя отдельными питательными насосами в экономайзер двойного давления.
Читайте также: Планы внедрения парогазовых электростанций в России
Вода низкого давления поступает затем в первый змеевик испарителя, а вода высокого давления нагревается в экономайзере, прежде чем она испарится и перегреется в горячей части котла-утилизатора. Отбор из барабана низкого давления снабжает паром деаэратор и паровую турбину.
Коэффициент полезного действия цикла двойного давления, как показано на Т-S-диаграмме на рисунке, выше, чем КПД цикла одного давления, из-за более полного использования энергии отработавших газов газовой турбины (дополнительная площадь СС"Д"Д).
Однако при этом увеличиваются капитальные вложения на дополнительное оборудование, например, на питательные насосы, экономайзеры двойного давления, испарители, низконапорные трубопроводы и два паропровода НД к паровой турбине. Поэтому рассматриваемый цикл применяют только при высоком паритете капитала.
ПГУ с циклом тройного давления
Это одна из наиболее сложных схем, которые находят применение в настоящее время. Она применяется в случаях очень высокого паритета капитала, при этом высокий коэффициент полезного действия может быть получен только с высокими затратами.
К котлу-утилизатору добавляется третья ступень, которая дополнительно использует теплоту отработавших газов. Насос высокого давления подает питательную воду в трехступенчатый экономайзер высокого давления и далее в барабан - сепаратор высокого давления. Питательный насос среднего давления подает воду в барабан - сепаратор среднего давления.
Часть питательной воды от насоса среднего давления через дроссельное устройство поступает в барабан - сепаратор низкого давления. Пар из барабана высокого давления поступает в пароперегреватель и затем в часть высокого давления паровой турбины. Отработавший в части высокого давления (ЧВД) пар смешивается с паром, поступившим из барабана среднего давления, перегревается и поступает на вход части низкого давления (ЧНД) паровой турбины.
Читайте также: Как выбрать газотурбинную установку для станции с ПГУ
Коэффициент полезного действия может быть дополнительно повышен за счет подогрева топлива водой высокого давления перед его поступлением в газовую турбину.
Диаграмма выбора цикла
Типы циклов, начиная с цикла одного давления и кончая циклом тройного давления с промежуточным перегревом, представлены как функции паритета напитала.
Цикл выбирается путем определения, какие из циклов соответствуют данному показателю паритета капитала для конкретного случая применения. Если, например, паритет капитала составляет 1800 дол. США/кВт, то выбирается цикл двойного или тройного давления.
В первом приближении решение принимается в пользу цикла тройного давления, так как при неизменном паритете капитала коэффициент полезного действия и мощность выше. Однако при более точном рассмотрении параметров может оказаться, что для удовлетворения других требований более целесообразным является выбор цикла двойного давления.
Существуют случаи, для которых диаграмма выбора цикла неприменима. Наиболее часто встречающимся примером подобного случая является ситуация, когда заказчик хочет иметь в распоряжении электрическую мощность как можно скорее и оптимизация для него менее важна, чем короткие сроки поставки.
В зависимости от обстоятельств может оказаться целесообразным циклу с несколькими давлениями предпочесть цикл с одним давлением, так как затраты времени меньше. Для этой цели можно разработать серию стандартизированных циклов с заданными параметрами, которые с успехом находят применение в подобных случаях.
(Visited 2 507 times, 1 visits today)
К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относятся электростанции, которые вырабатывают и отпускают потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию. При этом в качестве теплоносителей служат пар из промежуточных отборов турбины, частично уже использованный в первых ступенях расширения турбины для выработки электроэнергии, а также горячая вода с температурой 100-150° С, нагреваемая отбираемым из турбины паром. Пар из парового котла поступает по паропроводу в турбину где он расширяется до давления в конденсаторе и потенциальная энергия его преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора. Часть пара после нескольких ступеней расширения отбирается из турбины и направляется по паропроводу потребителю пара. Место отбора пара, а значит, и его параметры устанавливаются с учетом требований потребителя. Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электроэнергии и производству и отпуску теплоэнергии.
Газотурбинные установки (ГТУ) состоят из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины. Воздух из атмосферы поступает в компрессор, приводимый в действие пусковым двигателем, и сжимается. Далее под давлением его подают в камеру сгорания, куда одновременно подводится топливным насосом жидкое или газообразное топливо. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750-770° С), в камеру сгорания подают в 3,5-4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива. В камере сгорания он разделяется на два потока: один поток поступает внутрь жаровой трубы и обеспечивает полное сгорание топлива, а второй обтекает жаровую трубу снаружи и, подмешиваясь к продуктам сгорания, снижает их температуру. После камеры сгорания газы поступают в газовую турбину, находящуюся на одном валу с компрессором и генератором. Там они, расширяясь (примерно до атмосферного давления), совершают работу, вращая вал турбины, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и в настоящее время КПД около 30%.
Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД по сравнению с отдельно взятыми ПТУ и ГТУ. Кроме того, при таком объединении достигается ряд конструктивных преимуществ, приводящих к удешевлению установки. Распространение получили два типа ПГУ: с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла. Высоконапорный котел работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из котла с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину, на одном валу с которой находятся компрессор и генератор. Компрессор нагнетает воздух в топочную камеру котла. Пар из высоконапорного котла направляется к конденсационной турбине, на одном валу с которой находится генератор. Отработавший в турбине пар переходит в конденсатор и после конденсации насосом подается снова в котел. Выхлопные газы турбины подводятся к экономайзеру для подогрева питательной воды котла. В такой схеме не требуется дымосос для удаления отходящих газов высоконапорного котла, функцию дутьевого насоса выполняет компрессор. КПД установки в целом достигает 42-43%. В другой схеме парогазовой установки осуществляется использование теплоты отработавших газов турбины в котле. Возможность сброса отработавших газов турбины в топочную камеру котла основывается на том, что в камере сгорания ГТУ топливо (газ) сжигают с большим избытком воздуха и содержание кислорода в выхлопных газах (16-18%) является достаточным для сжигания основной массы топлива.
29. АЭС: устройство, типы реакторов, параметры, режимные характеристики.
АЭС относятся к тепловым ЭС, т.к. в их устройстве есть тепловыделители, теплоноситель и генератор эл. тока – турбина.
АЭС могут быть конденсационными, теплофикационными (АТЭЦ), атомные станции теплоснабжения (АСТ).
Ядерные реакторы классифицируются по различным признакам:
1. по уровню энергии нейтронов:
На тепловых нейтронах
На быстрых нейтронах
2. по виду замедлителя нейтронов: водными, тяжеловодными, графитовыми.
3. по виду теплоносителя: водными, тяжеловодными, газовыми, жидко металлическими
4. по числу контуров: одно-, двух-, трех- контурные
В современных реакторах для деления ядер исходного топлива используются в основном тепловые нейтроны. Все они имеют прежде всего так называемую активную зону , в которую загружается ядерное топливо, содержащее уран 235 замедлитель (обычно графит или вода). Для сокращения утечки нейтронов из активной зоны последнюю окружают отражателем, выполненным обычно из того же материала, что и замедлитель.
За отражателем снаружи реактора размещается бетонная защита от радиоактивных излучений. Загрузка реактора ядерным топливом обычно значительно превышает критическую. Чтобы по мере выгорания топлива непрерывно поддерживать реактор в критическом состоянии, в активную зону вводят сильный поглотитель нейтронов в виде стержней из карбамида бора. Такие стержни называютрегулирующими или компенсирующими. В процессе деления ядра выделяется большое количество теплоты, которая отводиться теплоносителем в теплообменник парогенератора , где она превращается в рабочее тело – пар. Пар поступает в турбину и вращает ее ротор, вал которого соединен с валом генератора . Отработавший в турбине пар попадает в конденсатор , после которого сконденсированная вода вновь идет в теплообменник, и цикл повторяется.
Подходят к концу работы по модернизации на территории Кировской ТЭЦ-3 с применением ПГУ (парогазовой установки). Станция обеспечивает тепловой энергией (отопление и горячая вода) город Кирово-Чепецк и электроэнергией потребителей Кировской области. Электростанция начала свою работу в 1942 году и до ввода в эксплуатацию нового энергетического оборудования установленная электрическая мощность станции составляла 160 МВт, а тепловая - 813 Гкал/ч. На энергетических котлах станции сжигаются - природный газ, мазут, кузнецкий уголь. Применение ПГУ позволит увеличить электрическую и тепловую мощность станции более чем в два раза - до 390 МВт.
Строительство ПГУ 230 МВт на Кировской ТЭЦ-3 началось 29 февраля 2012 года. Энергетиками КЭС-Холдинга за короткое время была проделана огромная работа и уже на лето 2014 года намечено проведение торжественного пуска.
Электрическая мощность парогазовой установки - 230 МВт, тепловая - 136 Гкал/ч. Вводимая парогазовая установка - самое экономичное и экологичное генерирующие оборудование в Кировской области. Отличительная особенность станции - использование первой в регионе градирни вентиляторного типа. Стоимость проекта составила 10,3 млрд.руб.
На сегодняшний день применение парогазовой технологии - оптимальное решение для традиционной тепловой энергетики. Блоки этого типа имеют оптимальные параметры по стоимости единицы установленной мощности и экономической эффективности. За счет повторного использования энергии сгорания газа, их КПД существенно выше традиционных паросиловых блоков. Так, суммарная мощность построенного блока равна 230 мегаваттам. Вся старая часть Кировской ТЭЦ-3 имеет максимальную мощность 149 мегаватт. При этом КПД ПГУ - 52% против 30% на старом блоке. Еще одна особенность ПГУ - это низкий уровень выбросов вредных веществ в атмосферу. Наконец, парогазовый блок имеет существенно меньший строительный цикл в сравнении с традиционными паросиловыми блоками.
Дорога на ПГУ проходит мимо открытого распределительного устройства. Вот где весь Чепецкий асфальт!
Картина маслом "2,5 трубы на ТЭЦ-3".
Труба выведена из эксплуатации и находится в процессе демонтажа.
Новое распределительное устройство.
Новенькие трансформаторы отделены друг от друга огнезащитными перегородками.
Оборудование ОРУ (выключатели, трансформаторы тока и напряжения, разъединители).
Фото с крыши здания РЩУ (Релейный Щит Управления).
Эстакада токопроводов в районе открытой установки трансформаторов.
Новое и старое.
Корпус ТЭЦ-3 - из кирпича, все последующие ТЭЦ построены с применением бетона и ЖБИ.
Теперь пройдемся по этапам получения энергии.
Топливо для ПГУ (газ) подается сначала на пункт подготовки газа, а потом по эстакаде попадает в турбину.
Сверху к газовой турбине подводится очищенный воздух от комплексного очистительного устройства. При этом требования к чистоте воздуха такие, что внутрь воздуховода персонал может войти только в халатах и без обуви. Этот воздух после специальной обработки намного чище того которым мы дышим.
Конструкция внутри здания по размерам сопоставима с двумя грузовыми Ж/Д-вагонами.
Идут работы по монтажу коммуникаций.
Принцип работы этой турбины аналогичен работе двигателя авиалайнера. Воздух очищается, сжимается в компрессоре, затем к нему подводится природный газ. Газы, образующиеся при его сжигании, вращают турбину, а она, в свою очередь, генератор.
Чтобы снизить вибрацию, турбину установили на специальные пружины.
Полученное электричество по токопроводам поступает на трансорматоры.
Далее, продукты сгорания попадают в котел утилизатор. Он также изготовлен отечественной фирмой ОАО «ЭМАльянс». Этот уникальный котлоагрегат спроектирован специально для этого объекта и не имеет аналогов. Его высота составляет 30 метров, он имеет два контура, в которых вырабатывается пар низкого и высокого давления.
Коммуникации наверху.
Труба дымоудаления.
Пар из котла утилизатора вращает паровую турбину Т-63 с генератором мощностью 80 мегаватт. Она изготовлена на Урале специально для этого проекта и предназначена для работы только в составе парогазового блока. В эту турбину вложены последние передовые разработки отечественного турбостроения.
Установкой на фундамент статора турбогенератора (самого тяжелого элемента паровой турбины весом 105 тонн) занимались голландские специалисты фирмы «ALE Heavylift LLC». Они смонтировали специальную такелажную систему и с помощью особых домкратов и сверхпрочных тросов статор в течение нескольких часов поднимали на высоту 20 метров и устанавливали на фундаменте.
Для обслуживания всего оборудования собран мостовой кран.
Баки запаса конденсата.
Главный щит управления.
В помещении сборок задвижек также начали установку оборудования и раскладку кабелей АСУ ТП котельного отделения. Выполнены работы по монтажу конструкций под кабели, идет монтаж кабельных коробов, продолжается прокладка силовых кабелей, подключение оборудования.
Введение
Парогазовые установки
Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии
Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПТУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций
Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ
Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика
Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей
Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики
Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»
Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок
Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т
Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе
Введение
В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.
В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.
Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58% .
В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.
В этой работе особое внимание уделяется практической стороне вопроса, т.е. на сколько выгодно с экономической и экологической точки зрения использование ПГУ в энергетике.
Парогазовые установки ( ГОСТ 27240-87)
Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а коэффициент полезного действия (КПД), представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%. Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки (ГТУ). Это двигатель совершенно иного типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт с КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С. Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать.
Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работоспособность деталей, которые омываются ими, можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты
ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки.
Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85-90%.
Есть и другая, еще более привлекательная, возможность заставить это тепло работать. Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя (его придумал Карно почти 200 лет назад) пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше. Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне.
В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.
Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле.
С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.
Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность.
С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые. При техническом перевооружении электростанций возможны два варианта создания бинарных ПГУ.