Як працює парогазова установка. Газотурбінні і парогазові установки. Критерії вибору ПГУ

Парогазова установка ПГУ є комбінованою установкою, що складається з ГТУ, котла - утилізатора (КУ) і парової турбіни (ПТ). Реалізація парового і газового циклів здійснюється в роздільних контурах, т. Е., При відсутності контакту між продуктами згоряння і парожідкостная робочим тілом. Взаємодія робочих тел здійснюється тільки у формі теплообміну в теплообмінних апаратах поверхневого типу.

Використання парогазових установок є одним з можливих і перспективних напрямків зниження паливно - енергетичних витрат.

ПГУ термодинамічно вдало поєднують в собі параметри ГТУ і паросилових установок:

ГТУ працюють в зоні підвищених температур робочого тіла;

Паросилові - наводяться в дію вже відпрацьованими, що йдуть з турбіни продуктами згоряння, тобто виконують роль утилізаторів і використовують непридатну енергію.

ККД установки підвищується в результаті термодинамічної надбудови високотемпературного газового циклу паровим циклом, що скорочує втрати теплоти з газами в газовій турбіні.

Таким чином, ПГУ можна розглядати як третій етап удосконалення турбінних агрегатів. ПГУ є перспективними двигунами, як високо-економічні, з малими капіталовкладеннями. Відмінні якості парогазових установок визначили області їх застосування. ПГУ широко застосовуються в енергетиці та ін. Областях ПЕК.

Стримує широке застосування таких установок відсутність єдиної точки зору про найбільш раціональних напрямах утилізації тепла ГТУ.

В даний час перспективною схемою ПГУ для використання на МГ також є чисто утилізаційна схема ПГУ з повною надбудовою циклу, в якій парогенератор обігрівається тільки газами газової турбіни (рис. 6.1).

За цією схемою продукти згоряння ГТУ після турбіни низького тиску (ТНД) надходять в котел-утилізатор (КУ) для вироблення пари високого тиску. Одержуваний пар з КУ надходить в парову турбіну (ПТ), де розширюючись, виконує корисну роботу, що йде на привід електрогенератора або нагнітача. Відпрацьований пар після ПТ надходить в конденсатор К, де конденсується і потім живильним насосом (ПН) знову подається в котел - утилізатор. Термодинамічний цикл парогазової установки наведено на рис. 6.2. Високотемпературний газовий цикл ГТУ починається з процесу стиснення повітря в осьовому компресорі: 1 → 2. В камері згоряння (а також в регенераторі, якщо він є) здійснюється підведення теплоти 2 → 3; генеровані продукти згоряння надходять в газову турбіну, де розширюючись, здійснюють роботу, процес 3 → 4; і нарешті, відпрацьовані гази віддають своє тепло в котлі утилізаторі, нагріваючи воду і пар, 4 → 5. Залишок низькотемпературного тепла залишається невикористаним і передається в навколишнє середовище, 5 → 1.

Малюнок 6.1 - Принципова схема ПГУ з котлом - утилізатором

Малюнок 6.2 - Схема циклу парогазової установки в координатах Т-S

Парогазовий цикл утворений послідовністю процесів: 1 "- 2" - 3 "- 4" - 5 "- 1" (рис. 6.2). Умовно цикл починається процесу 1 "- 2" -подвода теплоти в економайзері. Вода, що надійшла з конденсатора, має низьку температуру, рівну 39 ° С (при тиску в конденсаторі Р нп \u003d 0,007 МПа). Нагрівається вона до температури кипіння, близько 170 ... 210 ° С, при постійному тиску, відповідному робочому тиску котла 0,8 ... 2,0 МПа. 2 "- 3" - процес випаровування води в випарнику і перетворення її в насичений пар. 3 "- 4" - перегрів пари в перегрівачів; 4 "- 5" - процес розширення пари в паровій турбіні з вчиненням роботи та втратою температури; 5 "- 1" - пара конденсується в конденсаторі К, і утворилася вода знову подається в котел - утилізатор КУ. Цикл замикається.

Потужність власне парової турбіни (ПТ) залежить від дійсного теплоперепада, або ентальпії, по паровій турбіні і витрати пара. Витрата пара і параметри пара визначаються роботою котла-утилізатора. Принципова схема котла - утилізатора показана на рис. 6.3.

Котел - утилізатор - це паровий котел з примусовою циркуляцією, що не має власної топки і обігрівається газами будь - якої енергетичної установки.

Тому низькою теплоти вихлопних газів ГТУ, з температурою близько 400 ° С, цілком достатньо для ефективної роботи утилізаційних установок.

По ходу котла встановлюються послідовно теплообмінні апарати: водяний економайзер "Е", випарник "І" і пароперегрівача "П".

Водяний економайзер - це теплообмінник, в якому вода підігрівається низькотемпературними гарячими газами (продуктами згоряння) перед її подачею в барабан котла (сепаратор).

Генерація пари виробляється в ходової частини котла наступним чином. Поживна вода, попередньо нагріта в економайзері до температури кипіння газами, надходить в барабан котла. Температура гарячих газів в хвостовій частині котла не повинна опускатися нижче 120 ° С *.

В режимі генерації пара вода циркулює через випарник. У випарнику йде інтенсивне поглинання тепла, за рахунок якого і відбувається випаровування. Процес пароутворення в випарнику відбувається при температурі кипіння живильної води, що відповідає певному тиску насичення.

Залежно від чого вибираються парогазові цикли, Який вибір буде оптимальним, і як буде виглядати технологічна схема ПГУ?

Як тільки стають відомі паритет капіталу і конфігурація щодо розташування валів, можна приступити до попереднього вибору циклу.

Діапазон простягається від дуже простих "циклів одного тиску" до надзвичайно складних "циклів потрійного тиску з проміжним перегрівом". Коефіцієнт корисної дії циклу зі збільшенням комплексності підвищується, проте капітальні витрати також зростають. Ключем вибору правильного циклу є визначення такого циклу тиску, який найкраще підходить для заданого коефіцієнта корисної дії і заданих показників витрат.

Парогазова установка з циклом одного тиску

Цей цикл часто використовується для більш сприятливого в ціні палива погіршеної якості, як наприклад, сира нафта і важке нафтове паливо з високим вмістом сірки.

У порівнянні зі складними циклами інвестиції в ПГУ простих циклів незначні.

На схемі зображено ПГУ з додатковим змійовиком-випарником на холодному кінці котла-утилізатора. Цей випарник відбирає у відпрацьованих газів додаткове тепло і віддає пар деаератора з метою використання його для підігріву живильної води.

Завдяки цьому відпадає необхідність у відборі пара для деаератора з парової турбіни. Результатом в порівнянні з найпростішої схемою одного тиску є поліпшення коефіцієнта корисної дії, однак відповідно підвищуються капітальні вкладення.

ПГУ з циклом двох тисків

Більшість знаходяться в експлуатації комбінованих установок мають цикли подвійного тиску. Вода подається двома окремими поживними насосами в економайзер подвійного тиску.

Читайте також: Плани впровадження парогазових електростанцій в Росії

Вода низького тиску надходить потім в перший змійовик випарника, а вода високого тиску нагрівається в економайзері, перш ніж вона випарується і перегріється в гарячій частині котла-утилізатора. Відбір з барабана низького тиску постачає паром деаератор і парову турбіну.

Коефіцієнт корисної дії циклу подвійного тиску, як показано на Т-S-діаграмі на рисунку, вище, ніж ККД циклу одного тиску, через більш повного використання енергії відпрацьованих газів газової турбіни (додаткова площа СС "Д" Д).

Однак при цьому збільшуються капітальні вкладення на додаткове обладнання, наприклад, на живильні насоси, економайзери подвійного тиску, випарники, низьконапірні трубопроводи і два паропроводу НД до паровій турбіні. Тому розглянутий цикл застосовують тільки при високому паритеті капіталу.

ПГУ з циклом потрійного тиску

Це одна з найбільш складних схем, які знаходять застосування в даний час. Вона застосовується у випадках дуже високого паритету капіталу, при цьому високий коефіцієнт корисної дії може бути отриманий тільки з високими витратами.

До котла-утилізатора додається третій ступінь, яка додатково використовує теплоту відпрацьованих газів. Насос високого тиску подає живильну воду в триступеневий економайзер високого тиску і далі в барабан - сепаратор високого тиску. Поживний насос середнього тиску подає воду в барабан - сепаратор середнього тиску.

Частина живильної води від насоса середнього тиску через дросельний пристрій надходить в барабан - сепаратор низького тиску. Пара з барабана високого тиску надходить в пароперегрівач і потім в частину високого тиску парової турбіни. Отработавший в частині високого тиску (ЧВД) пар змішується з парою, що надійшли з барабана середнього тиску, перегрівається і надходить на вхід частини низького тиску (ЧНД) парової турбіни.

Читайте також: Як вибрати газотурбінну установку для станції з ПГУ

Коефіцієнт корисної дії може бути додатково підвищений за рахунок підігріву палива водою високого тиску перед його надходженням в газову турбіну.

Діаграма вибору циклу

Типи циклів, починаючи з циклу одного тиску і закінчуючи циклом потрійного тиску з проміжним перегрівом, представлені як функції паритету наситила.

Цикл вибирається шляхом визначення, які з циклів відповідають даним показником паритету капіталу для конкретного випадку застосування. Якщо, наприклад, паритет капіталу становить 1800 дол. США / кВт, то вибирається цикл з подвійним або потрійним тиску.

У першому наближенні рішення приймається на користь циклу потрійного тиску, так як при незмінному паритеті капіталу коефіцієнт корисної дії і потужність вище. Однак при більш точному розгляді параметрів може виявитися, що для задоволення інших вимог більш доцільним є вибір циклу подвійного тиску.

Існують випадки, для яких діаграма вибору циклу непридатна. Найбільш часто зустрічається прикладом подібного випадку є ситуація, коли замовник хоче мати в розпорядженні електричну потужність якомога швидше і оптимізація для нього менш важлива, ніж короткі терміни поставки.

Залежно від обставин може виявитися доцільним циклу з декількома тисками віддати перевагу цикл з одним тиском, так як витрати часу менше. Для цієї мети можна розробити серію стандартизованих циклів із заданими параметрами, які з успіхом знаходять застосування в подібних випадках.

(Visited 2 507 times, 1 visits today)

Про статтю, в якій детально і простими словами описаний цикл ПГУ-450. Стаття дійсно дуже легко засвоюється. Я ж хочу розповісти про теорію. Коротко, але по-справі.

Матеріал я запозичив з навчального посібника «Введення в теплоенергетику». Автори цього посібника - І. З. Полещук, Н. М. Цірельман.Посібник пропонується студентам УГАТУ (Уфимський державний авіаційний технічний університет) для вивчення однойменної дисципліни.

Газотурбінна установка (ГТУ) являє собою тепловий двигун, в якому хімічна енергія палива перетворюється спочатку в теплоту, а потім в механічну енергію на обертовому валу.

Найпростіша ГТУ складається з компресора, в якому стискається атмосферне повітря, камери згоряння, де в середовищі цього повітря спалюється паливо, і турбіни, в якій розширюються продукти згоряння. Так як середня температура газів при розширенні істотно вище, ніж повітря при стисненні, потужність, що розвивається турбіною, виявляється більше потужності, необхідної для обертання компресора. Їх різниця являє собою корисну потужність ГТУ.

На рис. 1 показані схема, термодинамічний цикл і тепловий баланс такої установки. Процес (цикл) працює таким чином ГТУ називається розімкненим або відкритим. Робоче тіло (повітря, продукти згоряння) постійно поновлюється - забирається з атмосфери і скидається в неї. ККД ГТУ, як і будь-якого теплового двигуна, є відношенням корисної потужності N ГТУ до витрати теплоти, отриманої при спалюванні палива:

η ГТУ \u003d N ГТУ / Q T.

З балансу енергії випливає, що N ГТУ \u003d Q T - ΣQ П, де ΣQ П - загальна кількість відведеної з циклу ГТУ теплоти, яка дорівнює загальній кількості зовнішніх втрат.

Основну частину втрат теплоти ГТУ простого циклу становлять втрати з газами, що:

ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65 ... 80%.

Частка інших втрат значно менше:

а) втрати від недожога в камері згоряння ΔQкс / Qт ≤ 3%;

б) втрати через витоки робочого тіла; ΔQут / Qт ≤ 2%;

в) механічні втрати (еквівалентна їм теплота відводиться з циклу з маслом, охолоджуючим підшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;

г) втрати в електричному генераторі ΔNег / Qт ≤ 1 ... 2%;

д) втрати теплоти конвекцією або випромінюванням в навколишнє середовище ΔQокр / Qт ≤ 3%

Теплота, яка відводиться з циклу ГТУ з відпрацьованими газами, може бути частково використана поза циклом ГТУ, зокрема, в паросиловому циклі.

Принципові схеми парогазових установок різних типів наведені на рис. 2.

У загальному випадку ККД ПГУ:

Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;

Qпсу - кількість теплоти, підведеної до паровому середовищі в котлі.

Мал. 1. Принцип дії найпростішої ГТУ

а - принципова схема: 1 - компресор; 2 - камера згоряння; 3 - турбіна; 4 - електрогенератор;
б - термодинамічний цикл ГТУ в ТS-діаграмі;
в - баланс енергії.

У простій бінарної парогазової установки за схемою, показаної на рис. 2 а, весь пар виробляється в котлі-утилізатори: η УПГ \u003d 0,6 ... 0,8 (в залежності, головним чином, від температури відхідних газів).

При Т Г \u003d 1400 ... 1500 К η ГТУ ≈ 0,35, і тоді ККД бінарної ПГУ може дос-Тігана 50-55%.

Температура відпрацьованих в турбіні ГТУ газів висока (400-450оС), отже, великі втрати теплоти з газами і ККД газотурбінних електростанцій становить 38%, т. Е. Він практично такий же, як ККД сучасних паротурбінних електростанцій.

Газотурбінні установки працюють на газовому паливі, яке істотно дешевше мазуту. Одинична потужність сучасних ГТУ досягає 250 МВт, що наближається до потужності паротурбінних установок. До переваг ГТУ в порівнянні з паротурбінними установками відносяться:

1. незначна потреба в охолоджуючої води;
2. менша маса і менші капітальні витрати на одиницю потужності;
3. можливість швидкого пуску і форсування навантаження.

Мал. 2. Принципові схеми різних парогазових установок:

а - ПГУ з парогенератором утилізаційного типу;
б - ПГУ зі скиданням газів в топку котла (НПГ);
в - ПГУ на парогазової суміші;
1 - повітря з атмосфери; 2 - паливо; 3 - відпрацювали в турбіні гази; 4 - гази, що йдуть; 5 - вода з мережі на охолодження; 6 - відведення охолоджуючої води; 7 - свіжий пар; 8 - живильна вода; 9 - проміжний перегрів пари; 10 - регенеративні покидьки пара; 11 - пар, що надходить після турбіни в камеру згоряння.
К - компресор; Т - турбіна; ПТ - парова турбіна;
ГВ, ГН - газоводяного підігрівачі високого і низького тиску;
ПВД, ПНД - регенеративні підігрівники живильної води високого і низького тиску; НПГ, УПГ - низьконапірний, утилізаційний парогенератори; КС - камера згоряння.

Об'єднуючи паротурбінну і газотурбінну установки загальним технологічним циклом, отримують парогазову установку (ПГУ), ККД який істотно вище, ніж ККД окремо взятих паротурбінної і газотурбінної установок.

ККД парогазової електростанції на 17-20% більше, ніж звичайної паротурбінної електростанції. У варіанті найпростішої ГТУ з утилізацією тепла відхідних газів коефіцієнт використання тепла палива досягає 82-85%.

Парогазові електростанції є поєднанням парових і газових турбін. Таке об'єднання дозволяє знизити втрати відпрацювала теплоти газових турбін або теплоти відхідних газів парових котлів, що забезпечує підвищення ККД парогазових установок (ПГУ) в порівнянні з окремо взятими паротурбінними і газотурбінними установками.

В даний час розрізняють парогазові установки двох типів:

а) з високонапірними котлами і зі скиданням відпрацьованих газів турбіни в топку звичайного котла;

б) з використанням теплоти відпрацьованих газів турбіни в казані.

Принципові схеми ПГУ цих двох типів представлені на рис. 2.7 і 2.8.

На рис. 2.7 представлена \u200b\u200bпринципова схема ПГУ з високонапірним паровим котлом (ВПГ) 1 , В який подається вода і паливо, як і на звичайній тепловій станції для виробництва пари. Пар високого тиску надходить в конденсаційну турбіну 5 , На одному валу з якою знаходиться генератор 8 . Отработавший в турбіні пар надходить спочатку в конденсатор 6 , А потім за допомогою насоса 7 направляється знову в котел 1 .

Рис 2.7. Принципова схема ПГУ з ВПГ

У той же час утворюються при згорянні палива в котлі гази, що мають високу температуру і тиск, направляються в газову турбіну 2 . На одному валу з нею знаходяться компресор 3 , Як у звичайній ГТУ, і інший електричний генератор 4 . Компресор призначений для нагнітання повітря в топку котла. Вихлопні гази турбіни 2 підігрівають також живильне воду котла.

Така схема ПГУ має ту перевагу, що в ній не потрібно димососа для видалення газів, що відходять котла. Слід зауважити, що функцію дутьевого вентилятора виконує компресор 3 . ККД такої ПГУ може досягати 43%.

На рис. 2.8 показана принципова схема іншого типу ПГУ. На відміну від ПГУ, представленої на рис. 2.7, газ в турбіну 2 надходить з камери згоряння 9 , А не з котла 1 . Далі відпрацювали в турбіні 2 гази, насичені до 16-18% киснем завдяки наявності компресора, надходять в котел 1 .

Така схема (рис. 2.8) має перевагу перед розглянутої вище ПГУ (рис. 2.7), так як в ній використовується котел звичайної конструкції з можливістю використання будь-якого виду палива, в тому числі і твердого. У камері згоряння 3 при цьому спалюється значно менше, ніж в схемі ПГУ з високонапірним паровим котлом, дорогого нині газу або рідкого палива.

Рис 2.8. Принципова схема ПГУ (скидна схема)

Таке об'єднання двох установок (паровий і газової) до загального парогазовий блок створює можливість отримати також і вищі маневрені якості в порівнянні зі звичайною тепловою станцією.

Принципова схема атомних електростанцій

За призначенням і технологічним принципом дії атомні станції практично не відрізняються від традиційних теплових станцій. Їх істотна відмінність полягає, по-перше, в тому, що на АЕС на відміну від ТЕС пар утворюється не в котлі, а в активній зоні реактора, а по-друге, в тому, що на АЕС використовується ядерне паливо, до складу якого входять ізотопи урану-235 (U-235) і урану-238 (U-238).

Особливістю технологічного процесу на АЕС є також утворення значних кількостей радіоактивних продуктів поділу, в зв'язку з чим атомні станції технічно більш складні в порівнянні з тепловими станціями.

Схема АЕС може бути одноконтурной, двухконтурной і трехконтурной (рис. 2.9).

Мал.2.9. Принципові схеми АЕС

Одноконтурна схема (рис. 2.9, а) найбільш проста. Виділилася в ядерному реакторі 1 внаслідок ланцюгової реакції поділу ядер важких елементів тепло переноситься теплоносієм. Часто в якості теплоносія служить пар, який далі використовується як на звичайних паротурбінних електростанціях. Однак що утворюється в реакторі пар радіоактивний. Тому для захисту персоналу АЕС і навколишнього середовища більша частина обладнання повинна мати захист від випромінювання.

За дво- і трехконтурной схемами (рис. 2.9, б і 2.9, в) відведення тепла з реактора здійснюється теплоносієм, який потім передає це тепло робітничому середовищі безпосередньо (наприклад, як в двухконтурной схемою через парогенератор 3 ) Або через теплоносій проміжного контуру (наприклад, як в трехконтурной схемою між проміжним теплообмінником 2 і парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 і 7 позначені конденсатор і насоси, які виконують ті ж функції, що і на звичайній ТЕС.

Ядерний реактор часто називають «серцем» атомної електростанції. В даний час існує досить багато видів реакторів.

Залежно від енергетичного рівня нейтронів, під впливом яких відбувається розподіл ядерного палива, АЕС можна розділити на дві групи:

АЕС з реакторами на теплових нейтронах;

АЕС з реакторами на швидких нейтронах.

Під впливом теплових нейтронів здатні ділитися лише ізотопи урану-235, вміст яких в природному урані становить усього 0,7%, інші 99,3% - це ізотопи урану-238. Під впливом нейтронного потоку більш високого енергетичного рівня (швидких нейтронів) з урану-238 утворюється штучне ядерне паливо плутоній-239, яке використовується в реакторах на швидких нейтронах. Переважна більшість експлуатованих в даний час енергетичних реакторів відноситься до першого типу.

Принципова схема атомного енергетичного реактора, використовуваного в двухконтурной схемою АЕС, представлена \u200b\u200bна рис. 2.10.

Ядерний реактор складається з активної зони, відбивача, системи охолодження, системи управління, регулювання та контролю, корпусу і біологічного захисту.

Активна зона реактора - область, де підтримується ланцюгова реакція поділу. Вона складається з речовини, що ділиться, сповільнювач і відбивач нейтронів теплоносія, регулюючих стрижнів і конструкційних матеріалів. Основними елементами активної зони реактора, що забезпечують енерговиділення і реакції, що самопідтримується, є речовина, що ділиться і сповільнювач. Активна зона віддалена від зовнішніх пристроїв і роботи персоналу зоною захисту.

парогазовими називаються енергетичні установки, В яких теплота відхідних газів ГТУ прямо або побічно використовується для вироблення електроенергії в паротурбінному циклі. Відрізняється від паросилових і газотурбінних установок підвищеним ККД.

Принципова схема парогазової установки (з лекції Фоміної).

ГТ ЕГ пар

компресор Котел утилізатор До

повітря ЕГ

живильна вода

КС - камера згоряння

ГТ - газова турбіна

К - конденсаційна парова турбіна

ЕГ - електрогенератор

Парогазова установка складається з двох отдельнихустановок: паросилова і газотурбінної.

У газотурбінної установки турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива. Паливом може служити як природний газ, так і продукти нефтянойпромишленності (мазут, солярка). На одному валу з турбіною знаходиться перший генератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають їй лише частину своєї енергії і на виході з газотурбіни все ще мають високу температуру. З виходу з газотурбіни продукти згоряння потрапляють в паросилових установку, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і утворюється водяна пара. Температура продуктів згоряння достатня для того, щоб довести пар до стану, необхідного для використання в паровій турбіні (температура димових газів близько 500 градусів за Цельсієм дозволяє отримувати перегрітий пар при тиску близько 100атмосфер). Парова турбіна приводить в дію другий електрогенератор.

Перспективи розвитку ПГУ (з підручника Аметистова).

1. Парогазова установка - найекономічніший двигун, який використовується для отримання електроенергії. Одноконтурна ПГУ з ГТУ, що має початкову температуру приблизно 1000 ° С, може мати абсолютний ККД близько 42%, що складе 63% від теоретичного ККД ПГУ. Коефіцієнт корисної дії трехконтурной ПГУ з проміжним перегрівом пари, в якій температура газів перед газовою турбіною знаходиться на рівні 1450 ° С, вже сьогодні досягає 60%, що становить 82% від теоретично можливого рівня. Немає сумнівів в тому, що ККД можна збільшити ще більше.

2. Парогазова установка - самий екологічно чистий двигун. В першу чергу це пояснюється високим ККД - адже вся та теплота, що міститься в паливі, яку не вдалося перетворити в електроенергію, викидається в навколишнє середовище і відбувається її потепління. Тому зменшення теплових викидів від ПГУ в порівнянні з паросилова буде рівно в тій мірі, на скільки менше витрата палива на виробництво електроенергії.

3. Парогазова установка - дуже маневрений двигун, з яким в маневреності може зрівнятися тільки автономна ГТУ.

4. При однаковій потужності паросилова і парогазової ТЕС споживання охолоджуючої води ПГУ приблизно втричі менше.

5. ПГУ має помірну вартість встановленої одиниці потужності, що пов'язано з меншим об'ємом будівельної частини, з відсутністю складного енергетичного котла, дорогий димової труби, системи регенеративного підігріву живильної води, використанням більш простих парової турбіни і системи технічного водопостачання.

6. ПГУ мають істотно менший будівельний цикл. ПГУ, особливо одновальні, можна вводити поетапно. Це спрощує проблему інвестицій.

Парогазові установки практично не мають недоліків, скоріше варто говорити про певні обмеження та вимоги до обладнання і палива. Установки, про яких йдеться, Вимагають використання природного газу. Для Росії, де частка використовуваного для енергетики відносно недорого газу перевищує 60% і половина його використовується з екологічних міркувань на ТЕЦ, є всі можливості для спорудження ПГУ.

Все це говорить про те, що будівництво ПГУ є переважаючою тенденцією в сучасній теплоенергетиці.

ККД ПГУ утилізаційного типу:

ηПГУ \u003d ηГТУ + (1 ηГТУ) * ηКУ * ηПТУ

ПТУ - паротурбінна установка

КУ - котел-утилізатор

У загальному випадку ККД ПГУ:

Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;

Qпсу - кількість теплоти, підведеної до паровому середовищі в котлі.

1. Принципові теплові схеми відпустки пара і тепла з ТЕЦ. Коефіцієнт теплофікації α ТЕЦ. Способи покриття пікової теплового навантаження на ТЕЦ,

ТЕЦ (теплоелектроцентралі) - призначені для централізованого постачання споживачів теплом і електроенергією. Їх відмінність від КЕС в тому, що вони використовують тепло відпрацьованого в турбінах пара для потреб виробництва, опалення, вентиляції та гарячого водопостачання. Через такого суміщення вироблення електроенергії і тепла досягається значна економія палива в порівнянні з роздільним енергопостачанням (виробленням електроенергії на КЕС та теплової енергії на місцевих котелень). Завдяки такому способу комбінованого виробництва, На ТЕЦ досягається досить високий ККД, що доходить до 70%. Тому ТЕЦ набули широкого поширення в районах і містах з високим споживанням тепла. максимальна потужність ТЕЦ менше, ніж КЕС.

ТЕЦ прив'язані до споживачів, тому що радіус передачі теплоти (пари, гарячої води) становить приблизно 15 км. Заміські ТЕЦ передають гарячу воду при більш високій початковій температурі на відстань до 30 км. Пар для виробничих потреб тиском 0.8-1.6 МПа може бути переданий на відстань не більше 2-3 км. При середній щільності теплового навантаження потужність ТЕЦ зазвичай не перевищує 300-500 МВт. Тільки у великих містах, таких як Москва або Санкт-Петербург з великою щільністю теплового навантаження має сенс будувати станції потужністю до 1000-1500 МВт.

Потужність ТЕЦ і тип турбогенератора вибирають відповідно до потреб в теплі і параметрами пара, що використовується в виробничих процесах і для опалення. Найбільше застосування отримали турбіни з одним і двома регульованими відборами пара і конденсаторами (див. Рис). Регульовані відбори дозволяють регулювати вироблення тепла і електроенергії.

Режим ТЕЦ - добовий і сезонний - визначається в основному споживанням тепла. Станція працює найбільш економічно, якщо її електрична потужність відповідає відпуску тепла. При цьому в конденсатори надходить мінімальна кількість пара. Взимку, коли попит на тепло максимальний, при розрахунковій температурі повітря в години роботи промпідприємств навантаження генераторів ТЕЦ близька до номінальної. У періоди, коли споживання тепла мало, наприклад влітку, а також взимку при температурі повітря вище розрахункової і в нічні години електрична потужність ТЕЦ, відповідна споживання тепла, зменшується. Якщо енергосистема потребує електричної потужності, ТЕЦ повинна перейти в змішаний режим, при якому збільшується надходження пара в частині низького тиску турбін і в конденсатори. Економічність електростанції при цьому знижується.

Максимальна вироблення електроенергії теплофікаційними станціями "на тепловому споживанні" можлива тільки при спільній роботі з потужними КЕС і ГЕС, які беруть на себе значну частину навантаження у години зниження споживання тепла.

порівняльний аналіз способів регулювання теплового навантаження.

Якісне регулювання.

Перевага: стабільний гідравлічний режим теплових мереж.

недоліки:

■ низька надійність джерел пікової теплової потужності;

■ необхідність застосування дорогих методів обробки підживлювальної води тепломережі при високих температурах теплоносія;

■ підвищений температурний графік для компенсації відбору води на ГВС і пов'язане з цим зниження вироблення електроенергії на тепловому споживанні;

■ велике транспортне запізнювання (теплова інерційність) регулювання теплового навантаження системи теплопостачання;

■ висока інтенсивність корозії трубопроводів через роботу системи теплопостачання більшу частину опалювального періоду з температурами теплоносія 60-85 ОС;

■ коливання температури внутрішнього повітря, зумовлені впливом навантаження ГВП на роботу систем опалення, при цьому формат навантажень ГВП та опалення у абонентів;

■ зниження якості теплопостачання при регулюванні температури теплоносія по середньої за кілька годин температурі зовнішнього повітря, що призводить до коливань температури внутрішнього повітря;

■ при змінній температурі мережної води істотно ускладнюється експлуатація компенсаторів.