Nazywa się elektrownie pracujące w cyklu kombinowanym(CCGT), w którym ciepło gazów spalinowych turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w obiegu turbiny parowej.

Na ryc. 2.1 przedstawia schemat ideowy najprostszego CCGT tzw rodzaj recyklingu. Gazy wychodzące z turbiny gazowej są wprowadzane do kocioł na ciepło odpadowe

Ryż. 2.1.

/ - przegrzewacz; 2 - parownik; 3 - ekonomizer; 4 - bęben; 5 - skraplacz turbiny parowej; 6 - pompa zasilająca; 7 - rura spustowa parownika; 8 - rury wznośne parownika

torus- przeciwprądowy wymiennik ciepła, w którym pod wpływem ciepła gorących gazów wytwarzana jest para o wysokich parametrach, która kierowana jest do turbiny parowej.

Kocioł na ciepło odpadowe to szyb o przekroju prostokątnym, w którym umieszczone są powierzchnie grzewcze utworzone z rur żebrowanych, wewnątrz których doprowadzany jest czynnik roboczy turbiny parowej (woda lub para). W najprostszym przypadku powierzchnie grzewcze kotła odzysknicowego składają się z trzech elementów: ekonomizera 3, parownik 2 i przegrzewacz 1. Centralnym elementem jest parownik składający się z bębna 4 (długi cylinder do połowy wypełniony wodą), kilka rur opadowych 7 i dość gęsto ułożone pionowe zgrubienie właściwego parownika 8. Parownik działa na zasadzie konwekcji naturalnej. Rurki odparowujące znajdują się w strefie temperatur wyższych niż niższe, dlatego woda w nich nagrzewa się, częściowo odparowuje, staje się lżejsza i unosi się do bębna. Pustą przestrzeń wypełniają kolejne zimna woda rury spustowe z bębna. Para nasycona zbierana jest w górnej części bębna i kierowana do rur przegrzewacza. 1. Zużycie pary z bębna 4 kompensowane przez dopływ wody z ekonomizera 3. W takim przypadku dopływająca woda, zanim całkowicie odparuje, będzie wielokrotnie przechodzić przez rury parownika. Dlatego opisywany kocioł na ciepło odzysknicowe nazywany jest kotłem z obiegiem naturalnym.

W ekonomizerze dopływająca woda zasilana jest podgrzewana prawie do temperatury wrzenia (10-20°C mniej niż temperatura pary nasyconej w bębnie, która jest całkowicie zdeterminowana panującym w niej ciśnieniem). Z bębna sucha para nasycona wchodzi do przegrzewacza, gdzie jest przegrzewana powyżej temperatury nasycenia. Temperatura powstałej pary przegrzanej T 0 jest oczywiście zawsze niższa od temperatury gazów 0 p pochodzących z turbiny gazowej (zwykle o 25-30°C).

Zgodnie ze schematem wykorzystania coli na ryc. 2.1 pokazuje zmianę temperatury gazów i cieczy roboczej (pary, wody), gdy zbliżają się one do siebie. Temperatura gazów stopniowo maleje od wartości 0° na wlocie do wartości 0 ux temperatury spalin. Poruszająca się w kierunku wody zasilającej zwiększa swoją temperaturę w ekonomizerze do temperatury wrzenia (pkt A). Z W tej temperaturze (na granicy wrzenia) woda dostaje się do parownika. Odparowuje wodę. Jednocześnie jego temperatura się nie zmienia (proces A-/;). W punkcie B płyn roboczy ma postać suchej pary nasyconej. Ponadto w przegrzewaczu przegrzewa się do wartości / 0 .

Para powstająca na wylocie przegrzewacza kierowana jest do turbiny parowej, gdzie rozprężając się, faktycznie pracuje. Z turbiny zużyta koja wchodzi do skraplacza 5, skrapla się i za pomocą pompy zasilającej 6, co zwiększa ciśnienie wody zasilającej, jest kierowane z powrotem do kotła na ciepło odpadowe.

Zatem podstawowa różnica między elektrownią parową (SPU) CCGT a konwencjonalny CSP TPP polega jedynie na tym, że paliwo w kotle odzysknicowym nie jest spalane, a ciepło niezbędne do pracy PSU CCGT jest pobierane ze spalin GTU. Należy jednak od razu zwrócić uwagę na szereg istotnych różnic technicznych pomiędzy PSU CCGT a PSU TPP:

1. Temperatura gazów spalinowych turbiny gazowej 0 G jest prawie jednoznacznie określona przez temperaturę gazów przed turbiną gazową [patrz. zależność (1.2)] i doskonałość układu chłodzenia turbiny gazowej. W większości nowoczesnych turbin gazowych, jak widać z tabeli. 1.2 temperatura spalin wynosi 530-580°C (chociaż istnieją osobne turbiny gazowe o temperaturze do 640°C). Zgodnie z warunkami niezawodności działania układu rur ekonomizera podczas pracy na gazie ziemnym, temperatura wody zasilającej 1 s na wlocie do kotła odzysknicowego nie powinna być niższa niż 60°С. Temperatura gazów spalinowych 0x opuszczających kocioł na ciepło odpadowe jest zawsze wyższa od temperatury t n V. W rzeczywistości kształtuje się ona na poziomie 0 х « 100 °С, zatem sprawność kotła na ciepło odzysknicowe (HRSG) będzie wynosić

gdzie do oceny przyjmuje się, że temperatura gazu na wlocie do kotła odzysknicowego wynosi 555°C, a temperatura powietrza zewnętrznego 15°C. Kocioł konwencjonalny elektrowni cieplnej pracujący na gazie ma sprawność na poziomie 94%. Zatem kocioł na ciepło odpadowe w CCGT ma wydajność znacznie niższą niż kocioł TPP.

2. Ponadto sprawność turbiny parowej (STP) rozważanego CCGT jest znacznie niższa niż wydajność STP konwencjonalnego TPP. Wynika to nie tylko z niższych parametrów pary wytwarzanej przez kocioł na ciepło odzysknicowe, ale także z faktu, że CCGT PTU nie posiada układu regeneracji. A ona w zasadzie nie może tego mieć, ponieważ temperatura wzrasta t n c doprowadzi do jeszcze większego zmniejszenia sprawności kotła na ciepło odpadowe.

Pomysł na budowę elektrowni z CCGT przedstawiono na rys. 2.2, który przedstawia TPP z trzema jednostkami napędowymi. Każdy blok energetyczny składa się z dwóch sąsiadujących ze sobą turbin gazowych 4 typ V94.2 firmy Siemens, z których każdy kieruje wysokotemperaturowe spaliny do własnego 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 pomieszczeniu kondensacyjnym 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 zainstalować komin obejściowy (obejściowy). 12 i bramę gazoszczelną B. Klapa umożliwia odcięcie kotła na ciepło odzysknicowe 8 z gazów turbiny gazowej i wysłać je rurą obejściową do atmosfery. Taka potrzeba może zaistnieć w przypadku awarii części turbiny parowej bloku energetycznego (w turbinie, kotle odzysknicowym, generatorze itp.), gdy

Ryż. 2.2. Urządzenie elektrowni z CCGT (perspektywa firmy Siemensa):

1 - kombinowana centrala wentylacyjna (KVOU); 2 - transformator blokowy; 3 - generator GTU; 4 - GTU typ U94.2; 5 - dyfuzor przejściowy z turbiny gazowej do rury obejściowej; 6 - zasuwa; 7 - odgazowywacz; 8 - kocioł na ciepło odpadowe typu pionowego; 9 - generator turbiny parowej; 10 - turbina parowa; 11 - klapa deszczowa kotła węglowego; 12 - rura obejściowa; 13 - pomieszczenie urządzeń do oczyszczania paliw płynnych; 14 - zbiorniki na paliwo płynne

trzeba to wyłączyć. W tym przypadku moc bloku energetycznego będzie zapewniana wyłącznie przez turbinę gazową, tj. blok energetyczny może przenosić obciążenie o mocy 300 MW (choć przy obniżonej sprawności). Rura obejściowa jest również bardzo pomocna podczas rozruchu bloku energetycznego: za pomocą zasuwy kocioł na ciepło odpadowe zostaje odcięty od gazów turbiny gazowej, a ta w ciągu kilku minut zostaje doprowadzona do pełnej wydajności. Następnie można powoli, zgodnie z instrukcją, uruchomić kocioł na ciepło odzysknicowe i turbinę parową.

Natomiast podczas normalnej pracy zasuwa nie przepuszcza gorących gazów turbiny gazowej do rury obejściowej, lecz kieruje je do kotła na ciepło odzysknicowe.

Brama gazoszczelna ma dużą powierzchnię, jest złożona urządzenie techniczne, którego głównym wymaganiem jest duża gęstość, gdyż każdy 1% ciepła utraconego w wyniku nieszczelności oznacza spadek sprawności bloku energetycznego o około 0,3%. Dlatego czasami odmawiają zainstalowania rury obejściowej, chociaż znacznie komplikuje to obsługę.

Pomiędzy kotłami na ciepło odzysknicowe bloku energetycznego zainstalowany jest jeden odgazowywacz, który odbiera do odpowietrzenia kondensat ze skraplacza turbiny parowej i rozprowadza go do dwóch kotłów na ciepło odzysknicowe.

Jak w każdym innym samochodzie wyposażonym w podobne urządzenie, głównym zadaniem sprzęgła jest ułatwienie życia kierowcy, a dokładniej wspomaganie pneumohydrauliczne sprawia, że ​​kierowca musi wkładać mniej wysiłku w wciśnięcie pedału sprzęgła. A w przypadku pojazdów ciężkich takie odciążenie jest bardzo pomocne.

Rozważmy na przykład sprzęgło i inne modele MAZ. Zasada działania jest następująca - naciśnięcie pedału powoduje wzrost ciśnienia na tłoku hydraulicznym, a tłok popychacza doświadcza tego samego ciśnienia. Gdy tylko to nastąpi, automatyka urządzenia śledzącego włącza się i zmienia poziom ciśnienia w siłowniku pneumatycznym mocy. Samo urządzenie jest zamontowane na kołnierzu skrzyni korbowej.

Istnieje wiele opcji wzmacniaczy, ale jeśli mówimy konkretnie o ciężarówkach w Mińsku, większość z nich łączy jedna niezbyt przyjemna cecha - często zdarza się, że podczas pracy ciecz zaczyna wyciekać z CCGT. Naturalnie, pierwsza myśl, która przychodzi na myśl, to to, że może to być oznaka awarii spowodowanej przeciążeniami i to poważnej.

Jeśli po zamontowaniu (wymianie) wzmacniacza nie było takich przeciążeń, od razu pojawia się inna wersja - wsunęła się wadliwa! A co, dzisiaj wszyscy wykuwają, nawet indywidualnie, czy 238, nawet Brabus SV12 zmontowany do „wałacha” sześćsetnego. Prawdopodobnie tylko komponenty do rosyjskiej „Kaliny” i ukraińskiej „Tavrii” nie są podrabiane – materiał okazuje się droższy.

Ale żarty na bok, zwłaszcza że wyciek płynu ze wzmacniacza pneumohydraulicznego to poważny objaw. W rzeczywistości wszystko nie jest takie tragiczne, faktem jest, że może to nie świadczyć o awarii, ale po prostu o nieprawidłowej regulacji. „Tylko”, ponieważ naprawa sprzęgła CCGT MAZ nie jest trudna i przy pewnych umiejętnościach nie zajmie dużo czasu.

Najważniejszą rzeczą jest określenie skoku roboczego drążka wspomagającego. Aby to zrobić, musisz odciągnąć sam drążek od dźwigni, jednocześnie przesuwając go na bok, tak aby całkowicie wysunął się z ciała. Następnie dźwignię sprzęgła należy obrócić w kierunku od drążka, wybierając wszystkie możliwe szczeliny. Następnie mierzy się odległość pomiędzy powierzchnią dźwigni a końcem trzpienia.

Jeżeli odległość ta jest mniejsza niż 50 mm, oznacza to, że podczas pracy tłok pręta wysunie się do oporu, otwierając w ten sposób wylot płynu. Wystarczy przesunąć dźwignię o jedną szczelinę bliżej wzmacniacza. Jeśli odległość jest większa, przyczyna wycieku jest inna i lepiej przeprowadzić bardziej szczegółową kontrolę w serwisie samochodowym. Powtarzamy jednak, ale najczęściej będzie dużo dostosowań.

Urządzenie, schemat CCGT MAZ

1 6430-1609205 Korpus cylindra
2 6430-1609324 Mankiet
3 6430-1609310 Pierścień
4 6430-1609306 Podkładka
5 6430-1609321 Mankiet
6 6430-1609304 Tuleja
7 Pierścień 033-036-19-2-2 Pierścień 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Mankiet
9 Pierścień 018-022-25-2-2 Pierścień 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Tłok popychacza
11 Pierścień 025-029-25-2-2 Pierścień 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Sprężyna
13 Pierścień 027-03 0-19-2-2 Pierścień 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Siodło
15 500-3515230-10 Zawór wspomagający sprzęgło
16 842-8524120 Wiosna
17 Pierścień 030-033-19-2-2 Pierścień 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Wsparcie
19 6430-1609202 Cylinder
20 373165 Śruba M10x40
21 6430-1609203 Tuleja
22 375458 Podkładka 8 OT
23 201458 Śruba М8-6gх25
24 6430-1609242 Wiosna
25 6430-1609322 Mankiet
26 6430-1609207 Tłok
27 6430-1609302 Pierścień
28 Pierścień 020-025-30-2-2 Pierścień 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Wał
30 6430-1609517 Uszczelka
31 6430-1609241 Trzpień
32 6430-1609237 Osłona
33 6430-1609216 Płyta cylindra
34 220050 Śruba М4-6gх8
34 220050 Śruba М4-6gх8
35 64221-1602718 Nakładka ochronna
36 378941 Wtyczka M14x1,5
37 101-1609114 zawór obejściowy
38 12-3501049 Nakrętka zaworu
39 378942 Wtyczka M16x1,5
40 6430-1609225 Odpowietrznik
41 252002 Podkładka 4
42 252132 Podkładka 14
43 262541 Korek kg 1/8"
43 262541 Korek kg 1/8"
44 Pierścień 008-012-25-2-2 Pierścień 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Rurka
46 6430-1609323 Uszczelka
Link do tej strony: http://www..php?typeauto=2&mark=11&model=293&group=54

Elektrownie o cyklu kombinowanym to elektrownie, w których ciepło gazów spalinowych turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w obiegu turbiny parowej. Od elektrowni parowych i turbin gazowych różni się zwiększoną wydajnością.

Schemat ideowy instalacji o cyklu kombinowanym (z wykładu Fominy).

Para GT EG

sprężarka Kocioł na ciepło odzysknicowe K

powietrze np

podawać wodę

CS - komora spalania

GT - turbina gazowa

K - turbina parowa kondensacyjna

EG - generator elektryczny

Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym składa się z dwóch odrębnych jednostek: elektrowni parowej i turbiny gazowej.

W turbinie gazowej turbina jest obracana przez gazowe produkty spalania paliwa. Paliwem może być zarówno gaz ziemny, jak i produkty przemysłu naftowego (olej opałowy, olej napędowy). Na tym samym wale z turbiną znajduje się pierwszy generator, który wytwarza w wyniku obrotu wirnika Elektryczność. Produkty spalania, przechodząc przez turbinę gazową, oddają jej tylko część swojej energii, a na wylocie turbiny gazowej nadal mają wysoką temperaturę. Z wylotu turbiny gazowej produkty spalania trafiają do elektrowni parowej, do kotła na ciepło odpadowe, gdzie podgrzewają wodę i powstałą parę. Temperatura produktów spalania jest wystarczająca do doprowadzenia pary do stanu wymaganego do zastosowania w turbinie parowej (temperatura gazów spalinowych około 500 stopni Celsjusza pozwala na uzyskanie pary przegrzanej o ciśnieniu około 100 atmosfer). Turbina parowa napędza drugi generator elektryczny.

Perspektywy rozwoju CCGT (z podręcznika Ametistowa).

1. Elektrownia pracująca w cyklu kombinowanym jest najbardziej ekonomicznym silnikiem wykorzystywanym do wytwarzania energii elektrycznej. Jednoobwodowy CCGT z GTP o temperaturze początkowej około 1000 °C może mieć sprawność bezwzględną około 42%, co będzie stanowić 63% teoretycznej sprawności CCGT. Współczynnik przydatna akcja Trójobwodowy CCGT z dogrzewaniem pary, w którym temperatura gazów przed turbiną gazową kształtuje się na poziomie 1450°C, już dziś osiąga 60%, co stanowi 82% teoretycznie możliwego poziomu. Nie ma wątpliwości, że wydajność można jeszcze zwiększyć.

2. Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym jest silnikiem najbardziej przyjaznym dla środowiska. Przede wszystkim wynika to z dużej wydajności – wszak całe ciepło zawarte w paliwie, którego nie udało się zamienić na energię elektryczną, zostaje oddawane do środowiska i następuje jego zanieczyszczenie termiczne. Zatem redukcja emisji cieplnych z CCGT w porównaniu z elektrownią parową będzie dokładnie w takim stopniu, w jakim mniejsze będzie zużycie paliwa do wytwarzania energii elektrycznej.

3. Instalacja o cyklu kombinowanym to bardzo zwrotny silnik, który pod względem zwrotności można porównać jedynie z autonomiczną turbiną gazową.

4. Przy tej samej wydajności TPP o napędzie parowym i kombinowanym, zużycie wody chłodzącej CCGT jest około trzykrotnie mniejsze.

5. CCGT ma umiarkowany koszt na jednostkę mocy zainstalowanej, co wiąże się z mniejszą objętością części konstrukcyjnej, przy braku skomplikowanego kotła energetycznego, drogim komin, systemy regeneracyjnego podgrzewania wody zasilającej z wykorzystaniem prostszych turbin parowych i systemów wody użytkowej.

6. Bloki CCGT mają znacznie krótszy cykl budowy. CCGT, zwłaszcza jednowałowe, można wprowadzać etapami. Upraszcza to problem inwestycyjny.

Instalacje o cyklu kombinowanym nie mają praktycznie żadnych wad, raczej powinniśmy mówić o pewnych ograniczeniach i wymaganiach dotyczących sprzętu i paliwa. Instalacje te wymagają wykorzystania gazu ziemnego. Dla Rosji, gdzie udział stosunkowo niedrogiego gazu wykorzystywanego do celów energetycznych przekracza 60%, a połowa z niego wykorzystywana jest ze względów środowiskowych w elektrowniach cieplnych, możliwości budowy CCGT są wszelkie.

Wszystko to sugeruje, że budowa bloków parowo-parowych jest dominującym trendem we współczesnej elektroenergetyce cieplnej.

Efektywność typu wykorzystania CCGT:

ηPGU = ηGTU + (1- ηGTU)*ηKU*ηPTU

PTU - elektrownia turbin parowych

KU - kocioł na ciepło odpadowe

W ogólnym przypadku sprawność CCGT:

Tutaj - Qgtu to ilość ciepła dostarczonego do płynu roboczego turbiny gazowej;

Qpsu - ilość ciepła dostarczonego do czynnika parowego w kotle.

1. Podstawowe schematy cieplne dostarczania pary i ciepła z elektrociepłowni. Współczynnik zaopatrzenia w ciepło α CHP. Sposoby pokrycia szczytowego obciążenia cieplnego w CHP,

CHP (elektrownie kogeneracyjne)- przeznaczone do scentralizowanego zaopatrzenia odbiorców w ciepło i energię elektryczną. Różnią się od IES tym, że wykorzystują ciepło pary wydobywającej się z turbin na potrzeby produkcji, ogrzewania, wentylacji i zaopatrzenia w ciepłą wodę. Dzięki takiemu połączeniu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła uzyskuje się znaczne oszczędności paliwa w porównaniu z oddzielnym dostarczaniem energii (wytwarzanie energii elektrycznej w IES i ciepła w lokalnych kotłowniach). Dzięki tej metodzie skojarzonej produkcji w Elektrociepłowni osiąga się odpowiednio wysoką sprawność, sięgającą 70%. Dlatego elektrociepłownie stały się powszechne na obszarach i miastach o dużym zużyciu ciepła. Maksymalna wydajność CHPP jest mniejsza niż IES.

Elektrociepłownie są przywiązane do konsumentów, ponieważ promień wymiany ciepła (para, gorąca woda) wynosi około 15 km. Krajowe CHPP transmitują gorąca woda w wyższej temperaturze początkowej na dystansie do 30 km. Parę na potrzeby produkcyjne o ciśnieniu 0,8-1,6 MPa można przesyłać na odległość nie większą niż 2-3 km. Przy średniej gęstości obciążenia cieplnego moc CHP zwykle nie przekracza 300-500 MW. Tylko w główne miasta jak Moskwa czy St. Petersburg o dużej gęstości obciążenia cieplnego, sensowne jest budowanie elektrowni o mocy do 1000-1500 MW.

Moc elektrociepłowni i rodzaj turbogeneratora dobiera się w zależności od zapotrzebowania na ciepło oraz parametrów pary wykorzystywanej w procesach produkcyjnych i do ogrzewania. Największe zastosowanie znalazły turbiny z jednym i dwoma kontrolowanymi poborami pary oraz skraplacze (patrz rys.). Regulowane wyciągi pozwalają regulować produkcję ciepła i prądu.

Tryb CHP – dobowy i sezonowy – uzależniony jest głównie od zużycia ciepła. Stacja pracuje najbardziej ekonomicznie, jeśli jej moc elektryczna odpowiada mocy cieplnej. Jednocześnie minimalna ilość pary dostaje się do skraplaczy. Zimą, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest maksymalne, przy szacunkowej temperaturze powietrza w godzinach pracy przedsiębiorstw przemysłowych, obciążenie agregatów kogeneracyjnych jest zbliżone do nominalnego. W okresach niskiego zużycia ciepła, np. latem, a także zimą, gdy temperatura powietrza jest wyższa od obliczonej oraz w nocy, moc elektryczna elektrociepłowni, odpowiadająca zużyciu ciepła, maleje. Jeśli system elektroenergetyczny potrzebuje energii elektrycznej, elektrociepłownia musi przejść w tryb mieszany, co częściowo zwiększa dopływ pary niskie ciśnienie turbiny i kondensatory. Jednocześnie zmniejsza się wydajność elektrowni.

Maksymalne wytwarzanie energii elektrycznej przez stacje kogeneracyjne „na zużyciu ciepła” jest możliwe tylko przy współpracy z wydajnymi CPP i HPP, które przejmują znaczną część obciążenia w godzinach zmniejszonego zużycia ciepła.

analiza porównawcza sposobów regulacji obciążenia cieplnego.

regulacja jakości.

Zaleta: stabilny tryb hydrauliczny sieci ciepłowniczych.

Wady:

▪ niska niezawodność źródeł szczytowej mocy cieplnej;

▪ konieczność stosowania kosztownych metod uzdatniania wody uzupełniającej sieci ciepłowniczej, gdy wysokie temperatury płyn chłodzący;

▪ podwyższony harmonogram temperatur kompensujący pobór wody na potrzeby zaopatrzenia w ciepłą wodę i związane z tym ograniczenie wytwarzania energii elektrycznej na potrzeby zużycia ciepła;

▪ duże opóźnienie transportowe (inercja cieplna) regulacji obciążenia cieplnego systemu zaopatrzenia w ciepło;

▪ duże natężenie korozji rurociągów na skutek pracy systemu ciepłowniczego przez większą część okresu grzewczego przy temperaturach chłodziwa 60-85°C;

▪ wahania temperatury powietrza w pomieszczeniach na skutek wpływu obciążenia CWU na pracę systemów grzewczych oraz różne proporcje obciążenia CWU i ogrzewania abonentów;

▪ pogorszenie jakości dostaw ciepła w przypadku regulacji temperatury nośnika ciepła w oparciu o średnią temperaturę powietrza zewnętrznego w ciągu kilku godzin, co prowadzi do wahań temperatury powietrza w pomieszczeniach;

▪ przy zmiennej temperaturze wody sieciowej działanie kompensatorów jest znacznie skomplikowane.

Jakie są powody wprowadzenia CCGT w Rosji, dlaczego decyzja ta jest trudna, ale konieczna?

Dlaczego zaczęli budować CCGT

Zdecentralizowany rynek wytwarzania energii elektrycznej i ciepła narzuca przedsiębiorstwom energetycznym potrzebę zwiększania konkurencyjności swoich produktów. Najważniejsza jest dla nich minimalizacja ryzyka inwestycyjnego i realne rezultaty, jakie można uzyskać stosując tę ​​technologię.

Zniesienie regulacji państwowych na rynku energii elektrycznej i ciepła, który stanie się produktem komercyjnym, spowoduje wzrost konkurencji pomiędzy ich producentami. Dlatego w przyszłości tylko niezawodne i wysoce rentowne elektrownie będą w stanie zapewnić dodatkowe inwestycje kapitałowe w realizację nowych projektów.

Kryteria wyboru CCGT

Wybór jednego lub drugiego typu CCGT zależy od wielu czynników. Jednym z najważniejszych kryteriów realizacji projektu jest jego ekonomiczność i bezpieczeństwo.

Analiza istniejącego rynku elektrowni wskazuje na duże zapotrzebowanie na elektrownie niedrogie, niezawodne w eksploatacji i wysokosprawne. Modułowa, wstępnie skonfigurowana konstrukcja tej koncepcji sprawia, że ​​instalację można w dużym stopniu dostosować do wszelkich warunków lokalnych i specyficznych wymagań klienta.

Takie produkty zadowalają ponad 70% klientów. Warunki te w dużej mierze spełniają GT i SG-TPP typu utylizacyjnego (binarnego).

Energia, ślepy zaułek

Z analizy rosyjskiej energetyki przeprowadzonej przez szereg instytucji akademickich wynika, że ​​już dziś rosyjska elektroenergetyka traci praktycznie 3-4 GW mocy rocznie. W rezultacie do 2005 r., Według RAO „UES Rosji”, ilość sprzętu, który przepracował swoje zasoby fizyczne, wyniesie 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 poważnego ryzyka awaryjności. Problem technicznego doposażenia wszystkich typów istniejących elektrowni pogłębia fakt, że nawet część stosunkowo „młodych” bloków energetycznych o mocy 500-800 MW wyczerpała żywotność bloków głównych i wymaga poważnych prac renowacyjnych.

Przeczytaj także: Czym różnią się sprawności GTU i CCGT dla elektrowni krajowych i zagranicznych?

Rekonstrukcja elektrowni jest łatwiejsza i tańsza

Wydłużenie żywotności elektrowni poprzez wymianę dużych elementów głównego wyposażenia (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, który jest w trakcie demontażu. Nie wykorzystuje to jednak możliwości znacznego zwiększenia oszczędności paliwa, nie zmniejsza zanieczyszczeń środowisko, nie stosuje się nowoczesnych środków zautomatyzowanych systemów nowego sprzętu, zwiększają się koszty eksploatacji i napraw.

Niska sprawność elektrowni

Rosja stopniowo wkracza na europejski rynek energii, przystępując do WTO, ale jednocześnie od wielu lat mamy niezwykle trudną sytuację. niski poziom Sprawność cieplna energetyki. Średni poziom sprawności 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 od ceny światowej, co wpłynie na inne towary. Dlatego też przebudowę bloków energetycznych i ciepłowni należy przeprowadzić w taki sposób, aby wprowadzane nowe urządzenia i poszczególne elementy elektrowni odpowiadały współczesnemu, światowemu poziomowi.

Energia wybiera technologie cyklu kombinowanego

Teraz, pomimo trudności pozycja finansowa w biurach projektowych energetyki i instytutach badawczych silników lotniczych wznowiono prace nad nowymi systemami wyposażenia elektrowni cieplnych. W szczególności mówimy o stworzeniu elektrowni kondensacyjnych parowo-gazowych o sprawności do 54-60%.

Oceny ekonomiczne różnych organizacji krajowych 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 elektrociepłowniach nie jest konieczne powszechne stosowanie CCGT tego typu, takich jak CCGT-325 i CCGT-450. Rozwiązania obwodów mogą się różnić w zależności od konkretnych warunków, w szczególności stosunku obciążeń termicznych i elektrycznych.

Przeczytaj także: Wybór cyklu instalacji o cyklu kombinowanym i schematu elektrycznego CCGT

W najprostszym przypadku, wykorzystując ciepło gazów spalinowych w turbinach gazowych do zaopatrzenia w ciepło lub produkcji pary technologicznej, sprawność elektryczna elektrociepłowni z nowoczesnymi turbinami gazowymi osiągnie poziom 35%, który jest jednocześnie znacznie wyższy od istniejących obecnie . O różnicach w sprawności GTU i PTU - przeczytaj w artykule Czym różnią się sprawności GTU i CCGT dla elektrowni krajowych i zagranicznych

Zastosowanie turbin gazowych w elektrowniach cieplnych może być bardzo szerokie. Obecnie około 300 turbozespołów parowych CHPP o mocy 50-120 MW zasilanych jest parą z kotłów spalających 90 i więcej procent gazu ziemnego. W zasadzie wszystkie nadają się do doposażenia technicznego z wykorzystaniem turbin gazowych o mocy jednostkowej 60-150 MW.

Trudności z wprowadzeniem GTU i CCGT

Jednak proces przemysłowego wprowadzania GTU i CCGT w naszym kraju jest niezwykle powolny. główny powód- trudności inwestycyjne związane z koniecznością odpowiednio dużych inwestycje finansowe w możliwie najkrótszym czasie.

Kolejną przesłanką ograniczającą jest faktyczna nieobecność w ofercie krajowych producentów turbin gazowych czysto energetycznych, które sprawdziły się w działaniu na dużą skalę. Za prototypy takich turbin gazowych można uznać GTU nowej generacji.

Binarny CCGT bez regeneracji

Binarne CCGT mają pewną zaletę, ponieważ są najtańsze i najbardziej niezawodne w działaniu. Część parowa binarnych 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 turbinie gazowej. Obecnie osiągnął standardowy poziom w energetyce 535-565 °С. Ciśnienie pary świeżej dobiera się tak, aby w końcowych stopniach zapewnić akceptowalną wilgotność, której warunki pracy i rozmiary łopatek są w przybliżeniu takie same jak w potężnych turbinach parowych.

Wpływ ciśnienia pary na sprawność CCGT

Oczywiście brane są pod uwagę czynniki ekonomiczne i kosztowe, ponieważ ciśnienie pary ma niewielki wpływ na sprawność cieplną CCGT. Aby zmniejszyć różnicę temperatur między gazami a ośrodkiem parowo-wodnym i w najlepszy sposób aby wykorzystać ciepło gazów wylotowych z turbiny gazowej przy mniejszych stratach termodynamicznych, odparowywanie wody zasilającej odbywa się na dwóch lub trzech poziomach ciśnienia. Para powstająca pod obniżonym ciśnieniem jest mieszana w pośrednich punktach przepływu turbiny. Prowadzone jest również dogrzewanie parowe.

Przeczytaj także: Niezawodność instalacji CCGT o cyklu kombinowanym

Wpływ temperatury gazów spalinowych na sprawność CCGT

Wraz ze wzrostem temperatury gazu na wlocie i wylocie turbiny wzrastają parametry pary oraz sprawność części parowej cyklu GTP, przyczyniając się do ogólnego wzrostu sprawności CCGT.

O wyborze konkretnych kierunków tworzenia, doskonalenia i produkcji maszyn energetycznych na dużą skalę należy decydować, biorąc pod uwagę nie tylko doskonałość termodynamiczną, ale także atrakcyjność inwestycyjną projektów. Najważniejsza i najważniejsza jest atrakcyjność inwestycyjna rosyjskich projektów technicznych i produkcyjnych dla potencjalnych inwestorów najpilniejszy problem, od rozwiązania którego w dużej mierze zależy ożywienie rosyjskiej gospodarki.

(Odwiedziono 3 460 razy, 1 odwiedzin dzisiaj)

Powyżej rozważyliśmy najprostszy i najpopularniejszy typ CCGT - recyklingowy. Różnorodność PGU jest jednak tak duża, że ​​nie jest możliwe ich pełne uwzględnienie. Dlatego poniżej rozważymy główne typy CCGT, które są dla nas interesujące z podstawowego lub praktycznego punktu widzenia. Jednocześnie postaramy się je sklasyfikować, co, jak każda klasyfikacja, będzie miało charakter warunkowy.

Ze względu na przeznaczenie CCGT dzielą się na kondensacyjne i ciepłownicze. Pierwsze z nich wytwarzają wyłącznie energię elektryczną, drugie służą także do podgrzewania wody sieciowej w podgrzewaczach podłączonych do turbiny parowej.

Według liczby organów roboczych stosowanych w CCGT, są one podzielone na binarne i mono. W instalacjach binarnych ciała robocze obiegu turbiny gazowej (produkty spalania powietrza i paliwa) oraz elektrowni parowej (woda i para wodna) są oddzielone. W instalacjach monarnych płynem roboczym turbiny jest mieszanina produktów spalania i pary wodnej.

Schemat Monary CCGT pokazany na rys. 9.4. Gazy wylotowe GTU kierowane są do kotła na ciepło odpadowe, do którego woda jest dostarczana za pomocą pompy zasilającej 5 . Powstała para dostaje się do komory spalania 2 , miesza się z produktami spalania i powstałą jednorodną mieszaninę przesyła się do gazu (dokładniej do turbiny parowo-gazowej 3 . Znaczenie tego jest jasne: część powietrza pochodzi kompresor powietrza i służący do obniżenia temperatury gazów roboczych do dopuszczalnych warunków wytrzymałościowych części turbiny gazowej, zastępuje się parą, której wzrost ciśnienia przez pompę zasilającą w stanie wodnym zużywa mniej energii niż wzrost ciśnienia powietrza w sprężarce. Jednocześnie, ponieważ mieszanina gazowo-parowa opuszcza kocioł odzysknicowy w postaci pary, ciepło kondensacji pary wodnej odbierane przez nią w kotle, a które jest w znacznej ilości, trafia do komina.

Główną wadą monotypu CCGT jest trudność techniczna w zorganizowaniu kondensacji pary z mieszaniny gazowo-parowej i związana z tym konieczność ciągłej pracy potężnej stacji uzdatniania wody.

Ryż. 9.4. Główny schemat mono CCGT

Za granicą opisaną instalację monarową nazwano STIG (od Steam Inieted Gas Turbine). Są one budowane głównie przez General Electric w połączeniu z turbinami gazowymi o stosunkowo małej mocy. W tabeli. 9.1 przedstawia dane General Electric ilustrujące wzrost mocy i sprawności silnika przy zastosowaniu wtrysku pary.

Tabela 9.1

Zmiany mocy i sprawności po wprowadzeniu pary do komory spalania monolitycznego CCGT

Można zauważyć, że po wtrysku pary wzrasta zarówno moc, jak i wydajność.

Wskazane powyżej niedociągnięcia nie doprowadziły do ​​powszechnego stosowania monotypowych CCGT, przynajmniej na potrzeby wytwarzania energii elektrycznej w potężnych TPP.

W Zakładach Jużno-Turbinowych (Mikołajew, Ukraina) zbudowano demonstracyjny monotypowy blok CCGT o mocy 16 MW.

Większość CCGT jest typu binarnego. Istniejące binarne CCGT można podzielić na pięć typów:

Wykorzystanie CCGT. W jednostkach tych ciepło ze spalin turbiny gazowej wykorzystywane jest w kotłach na ciepło odpadowe do produkcji pary o wysokich parametrach wykorzystywanej w obiegu turbiny parowej. Głównymi zaletami stosowania CCGT w porównaniu do CCGT są: wysoka sprawność (w najbliższych latach ich sprawność przekroczy 60%), znacznie niższe inwestycje kapitałowe, mniejsze zapotrzebowanie na wodę chłodzącą, niska emisja szkodliwych substancji i duża zwrotność. Jak pokazano powyżej, wykorzystanie CCGT wymaga wysoce ekonomicznych, wysokotemperaturowych turbin gazowych o wysokich temperaturach gazów spalinowych do wytwarzania pary o wysokiej wydajności dla turbiny parowej (STP). Nowoczesne turbiny gazowe spełniające te wymagania mogą w dalszym ciągu pracować zarówno na gazie ziemnym, jak i na lekkich gatunkach paliwa ciekłego.

CCGT z odprowadzaniem gazów wylotowych z turbiny gazowej do kotła energetycznego. Często takie CCGT nazywane są krótko "wysypisko" lub CCGT z generator pary niskociśnieniowej(ryc. 9.5).

Ryż. 9,5. Schemat odpadów CCGT

W nich ciepło gazów spalinowych GTU, zawierających wystarczającą ilość tlenu, jest przesyłane do kotła energetycznego, zastępując w nim powietrze dostarczane przez wentylatory ciągu kotła z atmosfery. Jednocześnie nie ma potrzeby stosowania nagrzewnicy powietrza w kotle, ponieważ gazy spalinowe turbiny gazowej mają wysoką temperaturę. Główną zaletą obiegu odpadowego jest możliwość wykorzystania niedrogich energetycznych paliw stałych w obiegu turbiny parowej.

W odpadowym CCGT paliwo kierowane jest nie tylko do komory spalania GTP, ale także do kotła energetycznego (ryc. 9.5), przy czym GTP pracuje na paliwie lekkim (gaz lub olej napędowy), a kocioł energetyczny pracuje na dowolne paliwo. W odpadowym CCGT realizowane są dwa cykle termodynamiczne. Ciepło, które wraz z paliwem trafia do komory spalania turbiny gazowej, zamieniane jest na energię elektryczną w taki sam sposób, jak w utylizacji CCGT, tj. o sprawności 50%, a ciepło dostarczane do kotła energetycznego - jak w konwencjonalnym obiegu turbiny parowej, tj. z wydajnością 40%. Jednakże odpowiednio wysoka zawartość tlenu w spalinach turbiny gazowej, a także konieczność posiadania małego współczynnika nadmiaru powietrza za kotłem energetycznym, powodują, że udział mocy obiegu turbiny parowej wynosi około 2/3, a udział mocy turbiny gazowej wynosi 1/3 (w przeciwieństwie do wykorzystania CCGT, gdzie zależność ta jest odwrotna). Dlatego wydajność odpadowego CCGT wynosi w przybliżeniu

te. znacznie mniej niż w przypadku recyklingu CCGT. Wstępnie można uznać, że w porównaniu z konwencjonalnym obiegiem turbiny parowej, oszczędność paliwa w przypadku stosowania jednostki CCGT na odpady jest w przybliżeniu o połowę mniejsza niż oszczędność paliwa w przypadku jednostki wykorzystującej CCGT.

Ponadto schemat CCGT odpadów okazuje się bardzo skomplikowany, ponieważ konieczne jest zapewnienie autonomicznej pracy części turbiny parowej (w przypadku awarii GTP), a ponieważ w kotle nie ma nagrzewnicy powietrza ( przecież gorące gazy z GTP dostają się do kotła energetycznego podczas pracy CCGT), konieczne jest zainstalowanie specjalnych nagrzewnic, które podgrzewają powietrze przed podaniem go do kotła energetycznego.

Główna literatura:

Twoje własne streszczenie;

Podstawy współczesnej energetyki: Kurs wykładów dla menadżerów przedsiębiorstw energetycznych. W dwóch częściach. / Pod redakcją generalną Corr. RAS E.V. Ametistowa. ISBN 5-7046-0889-2. Część 1. Nowoczesna energetyka cieplna / Trukhniy A.D., Makarov A.A., Klimenko V.V. - M.: Wydawnictwo MPEI, 2002. - 368 s., il. ISBN 5-7046-0890-6 (część 1). Część 2. Nowoczesna elektroenergetyka / wyd. profesorowie A.P. Burman i V.A. Strojewa. - M.: Wydawnictwo MPEI, 2003. - 454 s., il. ISBN 5-7046-0923-6 (część 2)