Žiaľ, prechod na výstavbu tepelných elektrární s kombinovaným cyklom (CCGT) namiesto parných turbín viedol k ešte viac prudký pokles diaľkového vykurovania v celkovej výrobe energie. To následne vedie k zvýšeniu energetickej náročnosti HDP a zníženiu konkurencieschopnosti domácich produktov, ako aj k zvýšeniu nákladov na bývanie a komunálne služby.

¦ vysoká účinnosť výroby elektriny v CCGT CHPP s využitím kondenzačného cyklu až 60 %;

¦ ťažkosti s umiestnením CCGT CHP zariadení v hustých mestských oblastiach, ako aj zvýšenie dodávok paliva do miest;

¦ podľa zavedenej tradície sú CCGT KVET vybavené podobne ako stanice parných turbín vykurovacími turbínami typu T.

Výstavba tepelných elektrární s turbínami typu P od 90. rokov 20. storočia. storočia bola prakticky zastavená. V časoch pred perestrojkou pochádzalo asi 60 % tepelnej záťaže miest z priemyselných podnikov. Ich potreba tepla na realizáciu technologických procesov bola počas celého roka pomerne stabilná. V ranných a večerných hodinách maximálnej spotreby energie v mestách boli špičky v napájaní vyhladené zavedením vhodných režimov na obmedzenie dodávky elektrickej energie. priemyselné podniky. Inštalácia turbín typu P na KVET bola ekonomicky opodstatnená z dôvodu ich nižšej ceny a efektívnejšej spotreby energetických zdrojov v porovnaní s turbínami typu T. paroplynový energetický zdroj palivo

Posledných 20 rokov v dôsledku prudkého poklesu priemyselná produkcia Režim dodávok energie pre mestá sa výrazne zmenil. V súčasnosti mestské tepelné elektrárne pracujú podľa vykurovacieho plánu, v ktorom je letná tepelná záťaž len 15-20% vypočítaná hodnota. Denný harmonogram spotreby elektrickej energie sa stal nerovnomernejším zaraďovaním elektrickej záťaže obyvateľstvom vo večerných hodinách, čo súvisí s rýchlym nárastom poskytovania elektrickej energie obyvateľom. domáce prístroje. Okrem toho sa ukázalo, že vyrovnanie harmonogramu spotreby energie zavedením vhodných obmedzení pre priemyselných spotrebiteľov z dôvodu ich malého podielu na celkovej spotrebe energie je nemožné. Jediná vec nie je taká dobrá efektívnym spôsobom Riešením problému bolo zníženie večerného maxima zavedením znížených taríf v noci.

Preto v tepelných elektrárňach s parnými turbínami s turbínami typu P, kde je výroba tepelnej a elektrickej energie prísne prepojená, sa použitie takýchto turbín ukázalo ako nerentabilné. Protitlakové turbíny sa dnes vyrábajú len s malým výkonom, aby sa zvýšila prevádzková účinnosť mestských parných kotolní ich prevedením do kogeneračného režimu.

Tento zabehnutý prístup bol zachovaný aj pri výstavbe CCGT KVET. Zároveň v paroplynovom cykle neexistuje striktný vzťah medzi dodávkou tepelnej a elektrickej energie. Na týchto staniciach s turbínami typu P je možné pokrytie večerného maximálneho elektrického zaťaženia dosiahnuť dočasným zvýšením dodávky elektriny v cykle plynovej turbíny. Krátkodobé zníženie dodávky tepla do vykurovacieho systému nemá vplyv na kvalitu vykurovania vzhľadom na tepelnoakumulačnú schopnosť budov a tepelnej siete.

Schematický diagram CCGT kogeneračnej jednotky s protitlakovými turbínami zahŕňa dve plynové turbíny, kotol na odpadové teplo, turbínu typu P a špičkový kotol (obr. 2). Špičkový kotol, ktorý môže byť inštalovaný mimo areálu CCGT, nie je na obrázku znázornený.

Z obr. 2 je vidieť, že CCGT blok tepelnej elektrárne pozostáva z plynovej turbínovej jednotky pozostávajúcej z kompresora 1, spaľovacej komory 2 a plynovej turbíny 3. Výfukové plyny z plynovej turbíny sú smerované do odpadového tepla. kotla (HRB) 6 alebo do obtokového potrubia 5, v závislosti od polohy brány 4, a prechádzajú cez sériu výmenníkov tepla, v ktorých sa ohrieva voda, para sa oddeľuje v nízkotlakových bubnoch 7 a vysokotlakových bubnoch 8 a je privádzaná do jednotky parnej turbíny (STU) 11. Okrem toho nasýtená nízkotlaková para vstupuje do medzioddielu STU a vysokotlaková para sa predhrieva v kotli na odpadové teplo a posiela sa do hlavy STU. Para opúšťajúca STU je kondenzovaná vo výmenníku tepla vykurovacej vody 12 a pomocou kondenzačných čerpadiel 13 sa posiela do plynového ohrievača 14 kondenzátu a potom sa posiela do odvzdušňovača 9 a z neho do HRSG.

Keď tepelná záťaž neprekročí základnú, stanica pracuje úplne podľa plánu vykurovania (ATEC = 1). Ak tepelné zaťaženie prekročí základné zaťaženie, zapne sa špičkový kotol. Potrebné množstvo elektriny pochádza z externých zdrojov výroby prostredníctvom mestských elektrických sietí.

Sú však možné situácie, keď potreba elektriny prevyšuje objem jej dodávky z externých zdrojov: v mrazivých dňoch so zvýšením spotreby elektriny vykurovacími spotrebičmi pre domácnosť; v prípade havárií na výrobných zariadeniach a elektrických sieťach. V takýchto situáciách je výkon plynových turbín v tradičnom prístupe úzko spätý s výkonom kotla na odpadové teplo, ktorý je zase diktovaný potrebou tepelnej energie v súlade s harmonogramom vykurovania a môže byť nedostatočný na uspokojenie zvýšeného dopyt po elektrine.

Na pokrytie vzniknutého nedostatku elektriny sa plynová turbína čiastočne prepne okrem kotla na odpadové teplo aj na vypúšťanie splodín spaľovania priamo do atmosféry. Jednotka CCGT KVET je tak dočasne prevedená do zmiešaného režimu - s paroplynovými a plynovými turbínovými cyklami.

Je známe, že jednotky s plynovou turbínou majú vysokú manévrovateľnosť (rýchlosť získavania a vybíjania elektrickej energie). Preto stále v Sovietsky čas Mali slúžiť spolu s prečerpávacími stanicami na vyhladenie režimu napájania.

Okrem toho je potrebné poznamenať, že výkon, ktorý vyvíjajú, sa zvyšuje s klesajúcou teplotou vonkajšieho vzduchu a presne pri nízke teploty Počas najchladnejšieho obdobia roka sa pozoruje maximálna spotreba energie. Toto je uvedené v tabuľke.

Keď výkon dosiahne viac ako 60 % vypočítanej hodnoty, emisie škodlivých plynov NOx a CO sú minimálne (obr. 3).

Aby sa predišlo zníženiu výkonu plynových turbín o viac ako 40%, je počas medziohrevu jedna z nich vypnutá.

Zvýšenie energetickej účinnosti tepelných elektrární možno dosiahnuť centralizovaným zásobovaním chladením mestských mikroštvrtí. V prípade havarijných situácií na CCGT CHPP je vhodné postaviť nízkovýkonové plynové turbíny v samostatných budovách.

V oblastiach hustej mestskej zástavby veľkých miest je vhodné pri rekonštrukciách existujúcich tepelných elektrární s parnými turbínami, ktoré už majú vyčerpanú životnosť, vytvoriť na ich základe paroplynovú elektráreň s turbínami typu R. Výsledkom je, že uvoľňujú sa plochy, ktoré zaberá chladiaci systém (chladiace veže a pod.), ktoré je možné využiť na iné účely.

Porovnanie CCGT CHPP s protitlakovými turbínami (typ P) a CCGT CHPP s kondenzačnými extrakčnými turbínami (typ T) nám umožňuje urobiť nasledovné závery.

  • 1. V oboch prípadoch faktor palivovej účinnosti závisí od podielu výroby elektriny na základe tepelnej spotreby na celkovom objeme výroby.
  • 2. V CCGT KVET s turbínami typu T dochádza k celoročným stratám tepelnej energie v okruhu chladenia kondenzátu; k najväčším stratám dochádza v letnom období, kedy je množstvo spotreby tepla limitované len dodávkou teplej vody.
  • 3. V CCGT KVET s turbínami typu R sa účinnosť stanice znižuje len v obmedzenom časovom období, kedy je potrebné pokryť vzniknutý výpadok v napájaní.
  • 4. Charakteristiky manévrovateľnosti (rýchlosť zaťaženia a prepadu) plynových turbín sú mnohonásobne vyššie ako charakteristiky parných turbín.

Pre podmienky výstavby staníc v centrách veľkých miest tak CCGT KVET s protitlakovými turbínami (typ P) vo všetkých smeroch prevyšujú kombinované KVET s kondenzačnými odsávacími turbínami (typ T). Ich umiestnenie si vyžaduje podstatne menšiu plochu, hospodárnejšie využívajú palivo a ich škodlivé účinky na životné prostredie aj menej.

Na to je však potrebné vykonať príslušné zmeny v regulačnom rámci pre projektovanie čerpacích staníc s kombinovaným cyklom.

Prax v posledných rokoch ukazuje, že investori, ktorí budujú prímestské CCGT CHPP na pomerne voľných územiach, uprednostňujú výrobu elektriny a dodávku tepla považujú za vedľajšiu činnosť. Vysvetľuje to skutočnosť, že účinnosť staníc, dokonca aj v kondenzačnom režime, môže dosiahnuť 60% a výstavba vykurovacích sietí si vyžaduje dodatočné náklady a početné schválenia rôznych štruktúr. V dôsledku toho môže byť koeficient zahrievania ATPP nižší ako 0,3.

Preto pri navrhovaní CCGT CHPP nie je vhodné zahrnúť každú jednotlivú stanicu technické riešenie optimálna hodnota ATEC. Úlohou je nájsť optimálny podiel vykurovania v systéme zásobovania teplom celého mesta.

V súčasnosti sa koncepcia výstavby výkonných tepelných elektrární na miestach, kde sa vyrába palivo, ďaleko od veľkých miest, vyvinutá v sovietskych časoch, opäť stala aktuálnou. Je to dané jednak zvýšením podielu využívania lokálnych palív v regionálnom palivovo-energetickom komplexe, ako aj vytvorením nových návrhov teplovodov (vzduchové uloženie) s takmer zanedbateľným poklesom teplotného potenciálu pri preprave chladiva.

Takéto tepelné elektrárne môžu byť vytvorené buď na báze parného turbínového cyklu s priamym spaľovaním lokálneho paliva, alebo plynového cyklu s kombinovaným cyklom s využitím plynu získaného z plynárenských zariadení.


Kombinácia jednotiek parnej turbíny a plynových turbín spojených spoločným technologickým cyklom sa nazýva zariadenie s kombinovaným cyklom (CCGT) elektrárne. Spojenie týchto jednotiek do jedného celku umožňuje znížiť tepelné straty z výfukových plynov agregátu plynovej turbíny alebo parného kotla, využiť plyny za plynovými turbínami ako vyhrievané okysličovadlo pri spaľovaní paliva, získať dodatočný výkon čiastočným vytlačením regenerácie parných turbín a v konečnom dôsledku zvýšiť účinnosť elektrárne s kombinovaným cyklom v porovnaní s elektrárňami s parnou turbínou a plynovými turbínami.

Využitie CCGT jednotiek pre dnešný energetický sektor je najviac účinný prostriedok nápravy výrazné zvýšenie tepelnej a celkovej účinnosti elektrární na fosílne palivá. Najlepšie fungujúce CCGT jednotky majú účinnosť až 46% a tie, ktoré sú navrhnuté - až 48-49%, t.j. vyššiu ako v projektovaných inštaláciách MHD.

Medzi rôzne možnosti Najpoužívanejšie schémy CCGT sú: CCGT s vysokotlakovým parným generátorom (HPSG), CCGT s odvodom plynov plynovej turbíny do pece parného kotla, CCGT s regeneračným parným kotlom (UPB), polozávislý CCGT , CCGT s vnútrocyklovým splyňovaním tuhého paliva.

Vyvinuté v NPO TsKTI CCGT jednotka s vysokotlakovým parným generátorom pracovať na zemný plyn alebo skvapalnené plynové turbínové palivo (obr. 9.8). Vzduchový kompresor dodáva stlačený vzduch do prstencovej medzery krytu HSV a do prídavnej spaľovacej komory DKS, kde jeho teplota stúpa. Horúce plyny po spálení paliva v spaľovacej komore majú tlak 0,6-1,2 MPa v závislosti od tlaku vzduchu za kompresorom a využívajú sa na výrobu pary a jej prehrievanie. Po medziprehrievači - posledná vykurovacia plocha HSV- plyny s teplotou približne 700 °C vstupujú do komory prídavného spaľovania, kde sa zohrejú na 900 °C a vstupujú do plynovej turbíny. Plyny odsávané v plynovej turbíne sú posielané do trojstupňového ekonomizéra plyn-voda, kde sú chladené napájacou vodou a hlavným kondenzátom. parná turbína. Toto zapojenie ekonomizérov zabezpečuje konštantnú teplotu spalín 120-140°C pred ich výstupom do komína. Zároveň v takomto CCGT dochádza k čiastočnému vytesneniu regenerácie a zvýšeniu výkonu bloku parnej turbíny.


Ryža. 9.8. Schéma tepelnej schémy paroplynovej stanice PGU-250 s vysokotlakovým parogenerátorom VPG-600-140:

BS - oddeľovací bubon; PE- prehrievač pary; PP - stredný prehrievač; A- odparovacie vykurovacie plochy; CN- obehové čerpadlo; EK1 - EKSH- ekonomizéry plyn-voda na rekuperáciu tepla z výfukových plynov plynových turbín; DPV - odvzdušňovač napájacej vody; DKS- komora prídavného spaľovania

Vysokotlakový parný generátor je spoločná spaľovacia komora paliva pre parnú turbínu a jednotku plynovej turbíny. Zvláštnosťou takéhoto CCGT je, že nadmerný tlak plynu v okruhu umožňuje neinštalovať odsávače dymu a vzduchový kompresor nahrádza ventilátor; nie je potrebný ohrievač vzduchu. Para z HPG sa posiela do jednotky parnej turbíny, ktorá má konvenčný tepelný okruh.

Významnou výhodou tejto inštalácie je zmenšenie rozmerov a hmotnostných ukazovateľov HSV, pracujúceho pri tlaku v dráhe plynu 0,6-1,2 MPa. Vysokotlakový parný generátor je kompletne vyrobený v továrni. V súlade s prepravnými požiadavkami produkcia pary jedného HPG krytu nepresahuje 350-10 3 kg/h. Parogenerátor VPG-650-140-545/545 PO TKZ napríklad pozostáva z dvoch budov. Jeho dymovody sú tienené zváranými plynotesnými panelmi z rebrovaných rúr.

Odporúča sa použiť CCGT jednotky s HPG pri miernych teplotách plynu pred jednotkou s plynovou turbínou. So zvyšujúcou sa teplotou klesá podiel tepla odovzdaného plynmi na výhrevnú plochu vysokotlakového parogenerátora.

Autonómna prevádzka parného stupňa CCGT jednotky s HPG je nemožná, čo je nevýhodou tejto schémy, ktorá si vyžaduje rovnakú spoľahlivosť jednotky plynovej turbíny, parnej turbíny a parogenerátora. Použitie plynových turbín so zabudovanými spaľovacími komorami (napríklad GTE-150) je tiež neprijateľné.

Použitie CCGT jednotiek s HPG je perspektívne v schémach s vnútrocyklovým splyňovaním uhlia.

Na obr. Obrázok 9.9 ukazuje usporiadanie PGU-200-250 s turbínami K-160-130 a GT-35-770 alebo K-210-130 a GT-45-3. Podobné zariadenie už niekoľko rokov úspešne funguje v Štátnej okresnej elektrárni Nevinnomyssk. Použitie takýchto CCGT môže poskytnúť úsporu paliva v tepelných elektrárňach o 15%, zníženie špecifických kapitálových investícií o 12-20% a zníženie spotreby kovu zariadení o 30% v porovnaní s elektrárňou s parnou turbínou.

CCGT s výbojom plynu plynovej turbíny do pece parného kotla sa vyznačujú tým, že výfukové plyny plynovej turbíny sú vysoko vyhrievané (450-550°C) balastové okysličovadlo s obsahom kyslíka 14-16%. Z tohto dôvodu je vhodné ich použiť na spaľovanie väčšiny paliva v parnom kotli (obr. 9.10). V Moldavskej štátnej okresnej elektrárni (staničné energetické bloky č. 11 a 12) bol zrealizovaný a úspešne prevádzkovaný CCGT blok podľa tejto schémy. Pre blok CCGT bolo použité sériové zariadenie: parná turbína K-210-130 POT LMZ s parametrami pary 13 MPa, 540/540 °C, plynová turbína GT-35-770 POAT HTZ, elektrické generátory parných a plynových stupňov TGV- 200 a TVF-63- 243, jednoplášťový parný kotol s prirodzenou cirkuláciou typu TME-213 s výkonom 670 * 10 3 kg/h. Kotol sa dodáva bez ohrievača vzduchu a môže pracovať ako „pod tlakom“, tak aj s vyváženým ťahom. Na tento účel schéma poskytuje odsávače dymu DS. Táto schéma CCGT umožňuje prevádzku v troch rôznych režimoch: režim CCGT a režimy autonómnej prevádzky plynového a parného stupňa.

Ryža. 9.9. Dispozícia hlavnej budovy PGU-250 s vysokotlakovým parným generátorom:

A- prierez; b - plán; pre označenia pozri obr. 9.8

Hlavným prevádzkovým režimom zariadenia je paroplynový cyklus. Výfukové plyny plynovej turbíny (kvapalné palivo plynovej turbíny sa spaľuje v jej spaľovacej komore) sú privádzané do hlavných horákov kotla. Do horákov sa dostáva aj vzduch ohriaty v ohrievači, ktorý chýba pre proces spaľovania a je čerpaný prídavným vzduchovým ventilátorom. Vzdušné sily Výfukové plyny parného kotla sa ochladzujú vo vysokotlakových a nízkotlakových ekonomizéroch a následne sa odvádzajú do komína. Cez vysokotlakový ekonomizér EKVD Ako v režime CCGT, tak aj počas autonómnej prevádzky parného stupňa je za napájacími čerpadlami privádzaných približne 50 % napájacej vody. Potom všetka napájacia voda vstupuje do hlavného ekonomizéra kotla s teplotou 250°C. V nízkotlakovom ekonomizéri EKND hlavný kondenzát turbíny prichádza po PND5(pri zaťažení vyššom ako 50 %) alebo neskôr PND4(pri zaťažení pod 50 %). V tomto ohľade sú regeneračné extrakty parnej turbíny čiastočne odťažené a tlak pary v jej prietokovej dráhe sa mierne zvyšuje; zvýšený prietok pary do kondenzátora turbíny.

Ryža. 9.9. Pokračovanie

Počas autonómnej prevádzky parného stupňa je vzduch potrebný na spaľovanie paliva v kotli dodávaný ventilátorom Ďaleký východ do ohrievačov, kde sa zahreje na 180 °C a následne sa posiela do horákov. Parný kotol pracuje pod vákuom vytvoreným odsávačmi dymu DS. Keď plynový stupeň funguje autonómne, výfukové plyny smerujú do komína.

Schopnosť prevádzkovať CCGT v rôznych režimoch je zabezpečená inštaláciou automaticky riadeného systému veľkopriemerových rýchlouzatváracích plyno-vzduchových klapiek (klapiek) namontovaných na plynovo-vzduchových potrubiach na uzavretie jedného alebo druhého prvku inštalácie. To zvyšuje náklady na obvod a znižuje jeho spoľahlivosť.

S nárastom teploty plynov pred plynovou turbínou CCGT a pri nižšom stupni kompresie vzduchu v kompresore klesá obsah kyslíka vo výfukových plynoch plynovej turbíny, čo si vyžaduje prísun ďalšieho vzduchu. To vedie k zvýšeniu objemu plynov prechádzajúcich cez konvekčné vykurovacie plochy parného kotla, ako aj k tepelným stratám s výfukovými plynmi. . Zvyšuje sa aj spotreba energie na pohon ventilátora. Pri spaľovaní tuhého paliva v kotle sa v systéme prípravy prachu využíva ohriaty vzduch.

Prevádzkové skúsenosti PGU-250 v Moldavskej štátnej okresnej elektrárni ukázali, že jeho účinnosť do značnej miery závisí od zaťaženia paroplynových stupňov. Merná spotreba ekvivalentného paliva pri menovitom zaťažení 240-250 MW dosahuje 315 g/(kWh).

Elektrárne s kombinovaným cyklom tohto typu sú rozšírené v zahraničí (USA, Anglicko, Nemecko atď.). Výhodou tohto typu CCGT je, že využíva parný kotol klasickej konštrukcie, v ktorom je možné použiť akýkoľvek druh paliva vrátane tuhého paliva. V spaľovacej komore jednotky s plynovou turbínou sa nespáli viac ako 15 – 20 % paliva potrebného pre celú jednotku plynovej turbíny, čo znižuje spotrebu jej vzácnych druhov. Uvedenie do prevádzky takejto jednotky CCGT sa zvyčajne začína spustením jednotky plynovej turbíny, ktorej využitie tepla výfukových plynov umožňuje zvýšiť parametre pary v parnom kotli a znížiť množstvo palivo spotrebované na spustenie zariadenia parnej turbíny.

Ryža. 9.10. Schematický tepelný diagram PGU-250 s vypúšťaním plynov GTU do pece parného kotla:

PE- prehrievač čerstvej pary; PP-stredný prehrievač; EC, EKVD, EKND- ekonomizéry: hlavný, vysokotlakový a nízkotlakový; P1–P7 - Ohrievače parného stupňa regenerácie; DPV- odvzdušňovač napájacej vody; PEN, KN, DN- napájacie, kondenzátne, drenážne čerpadlá; HP- čerpadlo na recirkuláciu hlavného kondenzátu do EKND; Ďaleký východ, vzdušné sily- dúchadlo a prídavné vzduchové ventilátory ; KL1, KL11- ohrievače prvého a druhého stupňa ; IN- vstrekovanie napájacej vody z medzistupňa PEN; DS- odsávač dymu

CCGT s recykláciou Parné kotly umožňujú využitie výfukových plynov plynových turbín na výrobu pary. V takýchto zariadeniach je možné realizovať čisto binárny cyklus bez dodatočného spaľovania paliva na výrobu pary nízkych parametrov. Na obr. Obrázok 9.11 ukazuje navrhovaný diagram MPEI takejto jednotky CCGT, ktorá využíva plynovú turbínu GTE-150-1100 a turbínu nasýtená para K-70-29, používaný v jadrových elektrárňach. Parametre pary pred turbínou sú 3 MPa, 230 °C. Podľa podmienok prípustných teplotných rozdielov medzi plynmi a parou a čo najúplnejšieho využitia tepla výfukových plynov je medziprehrievač vyrobený z plynovej pary a je umiestnený za ekonomizérom pozdĺž toku plynov. Časť spalín za plynovou turbínou je privádzaná do rezu medzi výhrevnými plochami odparovača a ekonomizéra regeneračného parného kotla. Trestný poriadok, ktorý zabezpečuje požadovanú teplotu tlak. Takéto zariadenia sa vyznačujú vysokými hodnotami energetického koeficientu CCGT a používaním len kvalitného organického paliva, hlavne zemného plynu. Pri teplote vonkajšieho vzduchu +15°C a teplote spalín 160°C je celkový elektrický výkon CCGT jednotky cca 220 MW, účinnosť 44,7% a merná spotreba paliva 281 g/(kWh ).

Ryža. 9.11. Schéma tepelnej schémy PGU-220 s kotlom na odpadové teplo a turbínou na sýtu paru bez dodatočného spaľovania paliva:

Trestný poriadok- regeneračný kotol (parogenerátor); C - separátor vlhkosti; DN- drenážne čerpadlo; Ďalšie označenia pozri na obr. 20.8, 20.10

All-Union Thermal Engineering Institute a ATEP vyvinuli verziu manévrovateľného CCGT bez dodatočného spaľovania paliva pred regeneračným parným kotlom. Súčasťou CCGT je jedna plynová turbína GTE-150-1100, jednovalcová parná turbína s výkonom 75 MW pre parametre pary 3,5 MPa, 465 °C s prietokom pary 280-10 3 kg/h, rekuperačná para kotol s vykurovacou plochou 40-10 3 m 2 rebrovaných rúr. Modul hlavnej budovy elektrárne takéhoto PGU-250 je navrhnutý ako jednopoľový so šírkou rozpätia 24 m. Agregát plynovej turbíny, parná turbína a elektrický generátor medzi nimi sú namontované vo forme jednohriadeľová jednotka. Pri vonkajšej teplote vzduchu +5 °C má PGU-250 špecifickú spotrebu paliva 279 g/(kWh).

Použitie výkonnejších jednotiek sériovej parnej turbíny v schéme CCGT s kotlami na odpadové teplo si vyžiada väčšiu spotrebu vysokoparametrovej pary. To je možné zvýšením teploty plynu na vstupe do kotla na 800-850 °C v dôsledku dodatočného spaľovania až 25% z celkovej spotreby paliva (zemného plynu) v horákových zariadeniach kotla. Na obr. 20.12 je znázornená základná tepelná schéma PGU-800 tohto typu podľa projektu VTI a ATEP. Zahŕňa dve plynové turbínové jednotky GTE-150-1100 POT LMZ, dvojplášťový rekuperačný parný kotol ZiO s celkovým parným výkonom 1150-10 3 kg/h a parametrami pary 13,5 MPa, 545/545 °C, parná turbína K-500- 166 HRNIEC LMZ. Táto schéma má množstvo funkcií. Regeneračné odvzdušnenia turbíny (okrem posledného) sú upchaté; Regeneračný systém má iba zmiešavacie HDPE. Bola použitá schéma bez odvzdušňovača s odvzdušňovaním turbínového kondenzátu v kondenzátore a v zmiešavacom ohrievači. Kondenzát s teplotou 60 °C privádzajú dve napájacie čerpadlá PE-720-220 do ekonomizéra kotla. Absencia regeneratívneho odberu pary zvyšuje jej prechod do kondenzátora turbíny, ktorého elektrický výkon je preto obmedzený na 450 MW.

Regeneračný parný kotol v tvare U s priamym prúdením pozostáva výlučne z konvekčných vykurovacích plôch. Za agregátom plynovej turbíny vstupujú do každej z budov UPC výfukové plyny v množstve 680 kg/s s teplotou 430-520 °C a obsahom kyslíka 14-15,5 %. Zemný plyn sa spaľuje v hlavných horákoch UPC. a teplota plynov pred výhrevnými plochami kotla stúpne na 840-850 °C. Splodiny horenia sa postupne ochladzujú v prehrievačoch pary (strednom a hlavnom), vo výhrevných plochách odparovača a ekonomizéra a pri teplote ~125°C sa odvádzajú do komína. Špecifická vlastnosť kotla je jeho prevádzka pri výraznom hmotnostnom toku plynov. Pomer jeho parného výkonu k spotrebe produktov spaľovania je 5-6 krát nižší ako u bežných parných kotlov energetických jednotiek. V dôsledku toho sa minimálny teplotný rozdiel presúva z oblasti medziprehrievača (pre prietokový kotol na plynový olej) do horúceho konca ekonomizéra. Malá hodnota tohto teplotného rozdielu (20-40 °C) prinútila konštruktérov UPC vyrobiť ekonomizér z rebrovaných rúr s priemerom 42X4 mm, čo znížilo jeho hmotnosť, no zvýšilo aerodynamický odpor kotla. V dôsledku toho sa elektrický výkon agregátu s plynovou turbínou a celého CCGT mierne znížil.

Hlavným režimom PGU-800 je jeho prevádzka v paroplynovom cykle, pričom regeneračný parný kotol pracuje pod tlakom. Výhodou takýchto CCGT je možnosť autonómnej prevádzky plynových a parných stupňov. Samostatná práca CCGT sa vyskytuje pri mierne zníženom výkone v dôsledku zvýšeného odporu výfukových plynov spôsobených prechodom plynov cez kotol na odpadové teplo. Na zabezpečenie autonómnej prevádzky agregátu parnej turbíny je potrebná určitá komplikácia okruhu, ktorý musí navyše obsahovať klapky a odsávače dymu. V tomto prevádzkovom režime sú brány zatvorené 1 a 2 (obr. 9.12) a otvorte brány 3 -5. Hlavné množstvo spalín kotla (asi 70%) je obohatené vzduchom a recirkuláciou pomocou odsávača dymu DR s teplotou 80 °C sa posielajú do prídavných horákov pred kotlom. Zároveň sa množstvo spáleného paliva v CPC strojnásobilo. Nevyužité množstvo spalín kotla (cca 30%) odsávačom dymu DS hodený do komína.

Pre prevádzku CCGT jednotky na rezervné kvapalné palivo plynovej turbíny je potrebné zabezpečiť v tepelnom okruhu prídavný ohrev vody na 130-140°C, aby nedochádzalo ku korózii koncových výhrevných plôch. Tento prevádzkový režim bude preto menej ekonomický.

CCGT jednotky s rekuperačnými parnými kotlami sú vysoko manévrovateľné. Sú určené na približne 160 štartov ročne; Čas spustenia po odstavení 6-8 hodín je 60 minút a po zastavení na 40-48 hodín je to 120 minút. Pri vykladaní CCGT jednotky sa v prvom rade zníži zaťaženie jednotiek plynovej turbíny zo 100 na 80 % prekrytím vstupných rozvádzacích lopatiek (IGU) kompresorov. Ďalšie zníženie zaťaženia sa uskutočňuje znížením spotreby paliva spaľovaného v horákoch UPC, znížením produkcie pary UPC pri zachovaní teploty plynov pred plynovými turbínami. Pri dosiahnutí 50 % menovitého zaťaženia jednotky CCGT sa vypne jedna z jednotiek plynovej turbíny a príslušné puzdro CCP. S poklesom zaťaženia parného stupňa a výroby pary UPC dochádza k redistribúcii teplôt pozdĺž dráhy a teplota spalín sa zvyšuje na 170-190 ° C (pri 50% zaťažení kotla). Toto zvýšenie teploty je vzhľadom na prevádzkové podmienky odsávačov dymu a komína neprijateľné. Pre udržanie prípustnej teploty spalín je rekuperačný parný kotol pri zníženom zaťažení prevedený z priamoprúdového do separačného režimu prevádzky s odvodom prebytočného tepla do kondenzátora parnej turbíny. Konštrukcia inštalácie parnej turbíny obsahuje vstavaný separátor a pilotný expandér. Prechod do režimu separátora zvyšuje spotrebu paliva CCGT jednotky o 5-10% v porovnaní s režimom prevádzky s priamym prietokom.

Jednotky CCGT s využitím parných kotlov je vhodné inštalovať v plynofikačných oblastiach Západnej Sibíri, Strednej Ázie atď. Podľa VTI má CCGT-800 vysoký energetický výkon. Pri vonkajšej teplote vzduchu +5°C, teplote plynu pred plynovými turbínami 1100°C bude výkon CCGT jednotky cca 766 MW a merná spotreba ekvivalentného paliva (netto) 266. g/(kWh). Pri zmene teploty vzduchu v rozsahu od +40 do -40 °C sa výkon CCGT bloku mení v rozsahu 550-850 MW v dôsledku výraznej zmeny výkonu dvoch blokov s plynovou turbínou. Úspory zo zavedenia PGU-800 namiesto bežnej 800 MW pohonnej jednotky budú predstavovať 5,7-10 6 rubľov ročne. (204-10 6 kg štandardného paliva).

Ryža. 9.12. Schéma tepelnej schémy PGU-800 s kotlom na odpadové teplo a dohorievaním paliva:

1-5 - prepínateľné plynotesné brány; DS- odsávač dymu; DR- odsávač dymu pre recirkuláciu plynu; S- separátor vlhkosti; RR- expandér na podpaľovanie; AIDS- nízkotlakový zmiešavací ohrievač

Variant usporiadania hlavnej budovy PGU-800 podľa návrhu VTI a ATEP je znázornený na obr. 9.13. Odhadovaná kapitálová investícia do hlavnej budovy CCGT je 89 RUR/kW. Jeho konštrukcia umožní ušetriť až 9-10 6 kg ocele a až 8-10 6 kg železobetónu na CPP so šiestimi blokmi PGU-800 v porovnaní s inštaláciou šiestich 800 MW plyno-olejových blokov. .

Kombinácia zariadení s plynovou turbínou a parnými turbínami s použitím štandardného sériového vybavenia je realizovaná v polonezávislý závod s kombinovaným cyklom(obr. 9.14). Je určený na použitie počas špičiek v pláne elektrického zaťaženia a zahŕňa úplné alebo čiastočné odstavenie vysokotlakových parných ohrievačov. V dôsledku toho sa zväčšuje jeho priechod cez prietokovú časť parnej turbíny a realizuje sa zvýšenie výkonu parného stupňa o cca 10-11%. Pokles teploty napájacej vody je kompenzovaný jej dodatočným ohrevom v ekonomizéri plyn-voda výfukovými plynmi plynovej turbíny. Teplota výfukových plynov plynovej turbíny klesá na približne 190 °C. Celkový nárast špičkového výkonu, berúc do úvahy prevádzku bloku plynovej turbíny, je 35-45% základného výkonu bloku parnej turbíny. Merná spotreba štandardného paliva sa blíži spotrebe pri autonómnej prevádzke tohto agregátu .



Ryža. 9.13. Možnosť usporiadania hlavného telesa plynovej stanice s kombinovaným cyklom PGU-800:

1-plynová turbína GTE-150-1100; 2 - elektrický generátor GTU; 3-nasávanie vzduchu do kompresora plynovej turbíny; 4 – regeneračný parný kotol; 5 -parná turbína K-500-166; 6- odsávač dymu; 7 - dúchací ventilátor; 8 - plynové potrubie

Ryža. 9.14. Schematický tepelný diagram polonezávislého zariadenia s kombinovaným cyklom:

GVE- ekonomizér plyn-voda; PC- parný kotol; Ďalšie označenia pozri na obr. 9.8.

Je vhodné inštalovať polozávislé jednotky CCGT v európskej časti ZSSR. Podľa LMZ sa odporúčajú tieto kombinácie parných a plynových turbín: 1 X K-300-240 + 1 X GTE-150-1100; 1 x K-500-130+ 1 x GTE-150-1100; 1 X K-1200-240 + 2 X GTE-150-1100 atď. Nárast odhadovaných kapitálových investícií do jednotky s plynovou turbínou bude asi 20 % a ekvivalentná úspora paliva v elektrizačnej sústave pri prevádzke jednotky CCGT v r. špičkový režim je (0,5-1,0) X X10 6 kg/rok. Na získanie špičkového výkonu je sľubné použiť teplárne v schéme polonezávislých CCGT jednotiek.

Uvažované schémy CCGT zahŕňajú čiastočné alebo úplné využitie vysokokvalitného organického paliva (zemný plyn alebo palivo pre skvapalnené plynové turbíny), čo bráni ich rozsiahlemu zavedeniu. Významné sú rôzne schémy paroplynových staníc s kombinovaným cyklom vyvinuté CKTI s vysokotlakovými parogenerátormi a vnútrocyklovým splyňovaním tuhého paliva (obr. 20.15), ktoré umožňujú premeniť paroplynové stanice úplne na uhlie.

Ryža. 9.15. Schéma tepelnej schémy CCGT jednotky s HPG a cyklickým splyňovaním uhlia:

/- sušenie paliva ; 2 - plynový generátor; 3 - vysokotlakový parný generátor (HPG); 4 - bubnový separátor; 5 - prídavná spaľovacia komora HPG; 6- obehové čerpadlo HSV; 7-ekonomizér na spätné získavanie tepla z výfukových plynov plynovej turbíny; 8-komínový; 9- práčka; 10- generátorový plynový ohrievač; DK- pomocný kompresor; PT- parná hnacia turbína; RGT- expanzná plynová turbína; /- čerstvá para; // - ohrievanie pary ; /// - stlačený vzduch za kompresorom; IV- vyčistený generátorový plyn; V- popol; VI-IX- napájacia voda a kondenzát turbíny

Preddrvené uhlie (drvené uhlie 3-10 mm) sa privádza do sušičky na sušenie a cez okysličovadlo (aby sa zabránilo tvorbe trosky) do generátora plynu. Jednou z možností schémy je splyňovanie uhlia v plynovom generátore s „fluidným“ lôžkom pomocou parovzdušného rázu. Splyňovanie paliva je zabezpečené privádzaním vzduchu do plynového generátora za pomocným kompresorom a pary zo „studeného“ medziprehrievacieho potrubia. Vzduch na splyňovanie v množstve približne 3,2 kg na 1 kg uhlia Kuznetsk sa postupne stláča v hlavnom a pomocnom kompresore (tlak sa zvyšuje o 10%) a po zmiešaní s parou vstupuje do generátora plynu. Splyňovanie uhlia prebieha pri teplotách blízkych 1000 °C.

Generátorový plyn sa ochladí, odovzdá svoje teplo pracovnej kvapaline časti parnej turbíny, následne sa očistí od mechanických nečistôt a zlúčenín obsahujúcich síru a po expanzii v expanznej plynovej turbíne (na zníženie spotreby pary hnacou turbínou pomocného kompresora), vstupuje na spaľovanie do vysokotlakového parogenerátora a jeho prídavného spaľovacieho priestoru. Zvyšok tepelného okruhu sa zhoduje s okruhom konvenčného CCGT s HSV.

VNIPIenergoprom spolu s NPO TsKTI vyvinul návrh bloku kombinovanej výroby tepla a elektriny s výkonom 225 MW s medzicyklovým splyňovaním uhlia. Na tento účel boli použité štandardné energetické zariadenia: dvojplášťový vysokotlakový parogenerátor VPG-650-140 TKZ, agregát plynovej turbíny GTE-45-2 KhTZ, vykurovacia parná turbína T-180-130 LMZ, ako aj ako dva plynové generátory s paro-vzduchovým rázom GGPV-100-2 s kapacitou 100 t/h kuzneckého uhlia. Technicko-ekonomické výpočty ukázali, že v porovnaní s konvenčnou vykurovacou jednotkou s parnou turbínou s výkonom 180 MW, použitie jednotky s kombinovaným cyklom umožňuje zvýšiť mernú výrobu elektriny z tepelnej spotreby 1,5-násobne, čím sa zabezpečí úspora paliva až 8 %, výrazné zníženie škodlivých emisií do atmosféry a získanie celkového ročného ekonomického efektu 2,6-106 rubľov. Uvažovaná energetická jednotka s kombinovaným cyklom sa použije na vytvorenie výkonnejšieho CCGT-1000 s použitím uhlia z panvy Kuznetsk, Ekibastuz a Kansk-Achinsk.

Zariadenia s kombinovaným cyklom sú široko používané v USA, Nemecku, Japonsku, Francúzsku atď. CCGT jednotky spaľujú najmä zemný plyn a kvapalné palivá rôznych typov. Zavedenie CCGT blokov bolo uľahčené vznikom výkonných blokov s plynovou turbínou (70-100 MW) s počiatočnou teplotou plynu 900-1100°C. To umožnilo použiť CCGT jednotky s rekuperačnými parnými kotlami (obr. 9.16) bubnového typu s núteným obehom média a tlakom pary 4-9 MPa v závislosti od toho, či sa v nich vykonáva prídavné spaľovanie paliva alebo nie. . Na obr. Obrázok 9.17 znázorňuje schému regeneračného parného kotla pre CCGT jednotku s plynovou turbínou MW701. Kotol je určený pre dva tlaky pary. Má výhrevné plochy z nízko a vysokotlakových rebrovaných rúrok s vlastnými bubnami v bloku s odvzdušňovačom napájacej vody.

Do tepelných elektrární(CHP) zahŕňajú elektrárne, ktoré vyrábajú a dodávajú spotrebiteľom nielen elektrinu, ale aj termálna energia. V tomto prípade para z medziodťahov turbíny, čiastočne už využívaná v prvých fázach expanzie turbíny na výrobu elektriny, slúži ako chladivo, ako aj horúca voda s teplotou 100-150°C, ohrievaný parou odoberanou z turbíny. Para z parného kotla vstupuje parovodom do turbíny, kde expanduje na tlak v kondenzátore a jej potenciálna energia sa premieňa na mechanickú prácu rotácie rotora turbíny a rotora generátora s ním spojeného. Po niekoľkých expanzných stupňoch sa časť pary odoberie z turbíny a pošle parovodom k spotrebiču pary. Miesto odberu pary, a teda aj jej parametre sú nastavené s ohľadom na požiadavky spotrebiteľa. Keďže teplo v tepelnej elektrárni sa vynakladá na výrobu elektrickej a tepelnej energie, účinnosť tepelných elektrární sa líši vo výrobe a dodávke elektriny a výrobe a dodávke tepelnej energie.

Jednotky s plynovou turbínou(GTU) pozostávajú z troch hlavných prvkov: vzduchového kompresora, spaľovacej komory a plynovej turbíny. Vzduch z atmosféry vstupuje do kompresora poháňaného štartovacím motorom a je stlačený. Potom sa pod tlakom privádza do spaľovacej komory, kde je súčasne palivovým čerpadlom dodávané kvapalné alebo plynné palivo. Aby sa teplota plynu znížila na prijateľnú úroveň (750-770 °C), do spaľovacej komory sa privádza 3,5-4,5-krát viac vzduchu, ako je potrebné na spaľovanie paliva. V spaľovacej komore je rozdelený na dva prúdy: jeden prúd vstupuje do plameňovej trubice a zabezpečuje úplné spálenie paliva a druhý prúdi okolo plameňovej trubice zvonku a zmiešaním s produktmi spaľovania znižuje ich teplotu. Po spaľovacej komore vstupujú plyny do plynovej turbíny, ktorá je umiestnená na rovnakom hriadeli ako kompresor a generátor. Tu sú, rozširujú sa (približne atmosferický tlak), vykonávajú prácu otáčaním hriadeľa turbíny a potom sú vyhodené von komínom. Výkon plynovej turbíny je výrazne menší ako výkon parnej turbíny a v súčasnosti je účinnosť okolo 30 %.

Zariadenia s kombinovaným cyklom(CCG) sú kombináciou jednotiek parnej turbíny (STU) a plynovej turbíny (GTU). Táto kombinácia umožňuje znížiť straty odpadového tepla z plynových turbín alebo tepla z výfukových plynov parných kotlov, čo zabezpečuje zvýšenie účinnosti v porovnaní s jednotlivými parnými turbínami a plynovými turbínami. Okrem toho sa takouto kombináciou dosiahne množstvo konštrukčných výhod vedúcich k lacnejšej inštalácii. Rozšírili sa dva typy CCGT jednotiek: jednotky s vysokotlakovými kotlami a jednotky s odvodom spalín z turbíny do spaľovacej komory bežného kotla. Vysokotlakový kotol beží na plyn alebo čistené kvapalné palivo. Spaliny opúšťajúce kotol pri vysokej teplote a pretlaku sú nasmerované do plynovej turbíny, na tom istom hriadeli, s ktorým je umiestnený kompresor a generátor. Kompresor tlačí vzduch do spaľovacej komory kotla. Para z vysokotlakového kotla smeruje do kondenzačnej turbíny na tom istom hriadeli, s ktorým je umiestnený generátor. Para odsávaná v turbíne prechádza do kondenzátora a po kondenzácii je čerpadlom privádzaná späť do kotla. Výfukové plyny turbíny sa privádzajú do ekonomizéra na ohrev napájacej vody kotla. V tejto schéme nie je potrebný odsávač dymu na odstraňovanie výfukových plynov z vysokotlakového kotla, funkciu dúchadla vykonáva kompresor. Účinnosť inštalácie ako celku dosahuje 42-43%. V inej schéme zariadenia s kombinovaným cyklom sa teplo výfukových plynov turbíny využíva v kotle. Možnosť odvádzania výfukových plynov z turbíny do spaľovacej komory kotla je založená na skutočnosti, že v spaľovacej komore agregátu plynovej turbíny dochádza k spaľovaniu paliva (plynu) s veľkým prebytkom vzduchu a obsahom kyslíka vo výfukových plynoch. (16-18%) postačuje na spálenie väčšiny paliva.



29. JE: štruktúra, typy reaktorov, parametre, prevádzkové charakteristiky.

Jadrové elektrárne sú klasifikované ako tepelné elektrárne, pretože ich zariadenie obsahuje generátory tepla, chladiacu kvapalinu a elektrický generátor. prúd - turbína.

JE môžu byť kondenzačné elektrárne, elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (CHP), jadrové elektrárne (HSP).

Jadrové reaktory sú klasifikované podľa rôznych kritérií:

1. podľa úrovne energie neutrónov:

Na tepelných neutrónoch

Na rýchlych neutrónoch

2. podľa typu moderátora neutrónov: voda, ťažká voda, grafit.

3. podľa typu chladiacej kvapaliny: voda, ťažká voda, plyn, tekutý kov

4. podľa počtu okruhov: jedno-, dvoj-, trojokruhové

V moderných reaktoroch sa tepelné neutróny používajú hlavne na štiepenie jadier zdrojového paliva. Všetky z nich majú v prvom rade tzv jadro, do ktorej sa nakladá jadrové palivo s obsahom uránu 235 moderátor(zvyčajne grafit alebo voda). Na zníženie úniku neutrónov z jadra je jadro obklopené reflektor , zvyčajne z rovnakého materiálu ako moderátor.

Za reflektorom sa nachádza mimo reaktora ochrana betónu z rádioaktívneho žiarenia. Zaťaženie reaktora jadrovým palivom zvyčajne výrazne prevyšuje kritické zaťaženie. Aby sa reaktor nepretržite udržiaval v kritickom stave pri dohorení paliva, do aktívnej zóny sa zavádza silný absorbér neutrónov vo forme tyčiniek bórmočoviny. Takéto tyče volal regulácia alebo kompenzáciu. Počas jadrového štiepenia sa uvoľňuje veľké množstvo teplo, ktoré sa odoberá chladiaca kvapalina do výmenníka tepla parný generátor, kde sa mení na pracovnú tekutinu – paru. Vstúpi para turbína a otáča svoj rotor, ktorého hriadeľ je spojený s hriadeľom generátor. Para vyčerpaná v turbíne vstupuje kondenzátor, potom kondenzovaná voda opäť ide do výmenníka tepla a cyklus sa opakuje.

Parno-plyn sa nazývajú elektrárne (PGU), v ktorej sa teplo výfukových plynov zariadenia s plynovou turbínou priamo alebo nepriamo využíva na výrobu elektriny v cykle parnej turbíny.

Na obr. Obrázok 4.10 znázorňuje schematický diagram najjednoduchšieho zariadenia s kombinovaným cyklom, takzvaný typ využitia. Výfukové plyny plynovej turbíny vstupujú do rekuperačný kotol- protiprúdový výmenník tepla, v ktorom pôsobením tepla horúcich plynov vzniká para vysokých parametrov smerovaná do parnej turbíny.

Obrázok 4.10. Schematický diagram najjednoduchšieho zariadenia s kombinovaným cyklom

Kotol na odpadové teplo je obdĺžniková šachta, v ktorej sú umiestnené výhrevné plochy tvorené postriebrenými rúrami, do ktorých sa privádza pracovná kvapalina agregátu parnej turbíny (voda alebo para). V najjednoduchšom prípade sa vykurovacie plochy kotla na odpadové teplo skladajú z troch prvkov: ekonomizéra 3, výparníka 2 a prehrievača 1. Ústredným prvkom je výparník, pozostávajúci z bubna 4 (dlhý valec naplnený do polovice vodou), niekoľkých zvislých rúr 7 a pomerne tesne inštalovaných zvislých rúrok samotného výparníka 8. Výparník funguje na princípe prirodzenej konvekcie. Odparovacie potrubia sú umiestnené v zóne s vyššími teplotami ako zvodiče. Preto sa v nich voda ohrieva, čiastočne vyparuje a preto sa stáva ľahšou a stúpa hore do bubna. Uvoľnený priestor sa naplní chladnejšou vodou cez zvody z bubna. Nasýtená para sa zhromažďuje v hornej časti bubna a posiela sa do potrubí prehrievača 1. Prúd pary z bubna 4 je kompenzovaný prívodom vody z ekonomizéra 3. V tomto prípade bude privádzaná voda prechádzať cez odparovacie potrubie mnohokrát pred úplným odparením. Preto sa opísaný kotol na odpadové teplo nazýva kotol s prirodzenou cirkuláciou.

Ekonomizér ohrieva vstupnú napájaciu vodu takmer na bod varu. Z bubna sa suchá nasýtená para dostáva do prehrievača, kde sa prehreje nad teplotu nasýtenia. Teplota výslednej prehriatej pary t 0 je samozrejme vždy nižšia ako teplota plynov q G prichádzajúce z plynovej turbíny (zvyčajne 25 - 30 °C).

Pod schémou kotla na odpadové teplo na obr. Obrázok 4.10 ukazuje zmenu teplôt plynov a pracovnej tekutiny pri ich pohybe smerom k sebe. Teplota plynu postupne klesá z hodnoty q Г na vstupe na hodnotu qух teplota výfukových plynov. Pohyb smerom k Napájacia voda zvýši svoju teplotu v ekonomizéri na bod varu(bodka A). Pri tejto teplote (na hranici varu) voda vstupuje do výparníka. Voda sa v nej vyparuje. Zároveň sa nemení jeho teplota (proces a - b). Na mieste b pracovná kvapalina je vo forme suchej nasýtenej pary. Ďalej sa prehrievač prehreje na hodnotu t 0 .

Para vznikajúca na výstupe z prehrievača smeruje do parnej turbíny, kde expanduje a pracuje. Z turbíny výfuková para vstupuje do kondenzátora a kondenzuje pomocou napájacieho čerpadla. 6 , zvyšujúci tlak napájacej vody, sa posiela späť do kotla na odpadové teplo.

Zásadný rozdiel medzi parnou elektrárňou (SPU) paroplynovej elektrárne a klasickým zdrojom tepelnej elektrárne je teda len v tom, že v kotle na odpadové teplo sa nespaľuje palivo a teplo potrebné na prevádzku zdroja tepla CCGT zariadenie sa odoberá z výfukových plynov zariadenia s plynovou turbínou. Všeobecná forma kotol na odpadové teplo je znázornený na obr. 4.11.

Obrázok 4.11. Celkový pohľad na kotol na odpadové teplo

Elektráreň s CCGT jednotkou je znázornená na obr. 4.12, na ktorom je znázornená tepelná elektráreň s tromi pohonnými jednotkami. Každá pohonná jednotka pozostáva z dvoch susediacich jednotiek s plynovou turbínou 4 typu V94.2 spol Siemens, z ktorých každý má svoje vlastné výfukové plyny vysoká teplota odošle do svojho kotla na odpadové teplo 8 . Para generovaná týmito kotlami je smerovaná do jednej parnej turbíny 10 s elektrickým generátorom 9 a kondenzátor umiestnený v kondenzačnej miestnosti pod turbínou. Každý takýto energetický blok má celkový výkon 450 MW (každá plynová turbína a parná turbína má výkon približne 150 MW). Medzi výstupným difúzorom 5 a kotol na odpadové teplo 8 nainštalovaný obtokový (obtokový) komín 12 a plynotesnou bránou 6 .

Obrázok 4.12. Elektráreň s CCGT

Hlavné výhody PSU.

1. Zariadenie s kombinovaným cyklom je v súčasnosti najhospodárnejším motorom používaným na výrobu elektriny.

2. Zariadenie s kombinovaným cyklom je motor, ktorý je najekologickejší. Vysvetľuje to predovšetkým vysoká účinnosť – veď všetko teplo obsiahnuté v palive, ktoré sa nedokázalo premeniť na elektrickú energiu, sa uvoľňuje do okolia a dochádza k jeho tepelnému znečisteniu. Preto zníženie tepelných emisií z CCGT v porovnaní s parnou elektrárňou približne zodpovedá zníženiu spotreby paliva na výrobu elektriny.

3. Zariadenie s kombinovaným cyklom je veľmi dobre ovládateľný motor, s ktorým sa v ovládateľnosti môže porovnávať iba autonómna plynová turbína. Potenciálne vysoká manévrovateľnosť parnej turbíny je zabezpečená prítomnosťou plynovej turbíny v jej konštrukcii, ktorej zaťaženie sa mení v priebehu niekoľkých minút.

4. Pri rovnakom výkone paroplynových elektrární a tepelných elektrární s kombinovaným cyklom je spotreba chladiacej vody v CCGT elektrárni približne trikrát nižšia. Je to dané tým, že výkon parnej časti CCGT je 1/3 celkového výkonu a GTU prakticky nepotrebuje chladiacu vodu.

5. CCGT má nižšie náklady na inštalovanú jednotku výkonu, čo súvisí s menším objemom stavebnej časti, absenciou zložitého energetického kotla, drahým komínom, regeneračným vykurovacím systémom na napájaciu vodu, použitím tzv. jednoduchšia parná turbína a systém zásobovania technickou vodou.

ZÁVER

Hlavnou nevýhodou všetkých tepelných elektrární je, že všetky druhy používaného paliva sú nenahraditeľné prírodné zdroje, ktoré postupne končia. Okrem toho tepelné elektrárne spotrebúvajú značné množstvo paliva (každý deň jedna štátna okresná elektráreň s výkonom 2000 MW spáli dva vlaky uhlia denne) a sú ekologicky najšpinavšími zdrojmi elektriny, najmä ak sú v prevádzke na palivá s vysokým obsahom popola síry. Preto v súčasnosti popri využívaní jadrových a vodných elektrární prebieha aj vývoj elektrární využívajúcich obnoviteľné alebo iné alternatívne zdroje energie. Tepelné elektrárne sú však napriek všetkému hlavnými výrobcami elektriny vo väčšine krajín sveta a ostanú nimi minimálne najbližších 50 rokov.

TESTOVACIE OTÁZKY NA PREDNÁŠKU 4

1. Tepelný diagram tepelnej elektrárne – 3 body.

2. Technologický proces výroba elektriny v tepelných elektrárňach – 3 body.

3. Usporiadanie moderných tepelných elektrární – 3 body.

4. Vlastnosti jednotiek plynových turbín. Bloková schéma jednotky plynovej turbíny. Účinnosť GTU – 3 body.

5. Tepelný diagram agregátu plynovej turbíny – 3 body.

6. Vlastnosti CCGT. Štrukturálny diagram PSUU. Účinnosť CCGT – 3 body.

7. Tepelná schéma CCGT bloku – 3 body.


PREDNÁŠKA 5

JADROVÉ ELEKTRÁRNE. PALIVO PRE JE. PRINCÍP PREVÁDZKY JADROVÉHO REAKTORA. VÝROBA ELEKTRINY V JE S TEPELNÝMI REAKTORMI. RÝCHLE NEUTRONOVÉ REAKTORY. VÝHODY A NEVÝHODY MODERNÝCH JE

Základné pojmy

Jadrová elektráreň(atómová elektráreň) je elektráreň, generovanie elektrickej energie premenou tepelnej energie uvoľnenej v jadrovom reaktore (reaktoroch) ako výsledok riad reťazová reakciaštiepenie (štiepenie) jadier atómov uránu. Zásadný rozdiel Jadrová elektráreň sa od tepelnej líši len tým, že namiesto parného generátora sa používa jadrový reaktor - zariadenie, v ktorom prebieha riadená jadrová reťazová reakcia sprevádzaná uvoľňovaním energie.

Rádioaktívne vlastnosti uránu prvýkrát objavil francúzsky fyzik Antoine Becquerel v roku 1896. anglický fyzik Ernest Rutherford prvýkrát vykonal umelú jadrovú reakciu pod vplyvom častíc v roku 1919. nemeckí fyzici Otto Hahn A Fritz Strassmann otvorený v roku 1938 , že štiepenie ťažkých jadier uránu pri bombardovaní neutrónmi sprevádzané uvoľňovaním energie. Skutočné využitie tejto energie sa stalo otázkou času.

Prvý jadrový reaktor postavili v decembri 1942 v USA skupina fyzikov na Chicagskej univerzite vedená talianskym fyzikom Enrico Fermi. Prvýkrát bola realizovaná netlmená štiepna reakcia jadier uránu. Jadrový reaktor s názvom SR-1 pozostával z grafitových blokov, medzi ktorými boli umiestnené guľôčky prírodného uránu a jeho oxidu. Rýchle neutróny vznikajúce po štiepení jadra 235U, boli spomalené grafitom na tepelné energie a následne spôsobili nové jadrové štiepenie. Reaktory, v ktorých väčšina štiepení prebieha pod vplyvom tepelných neutrónov, sa nazývajú tepelné (pomalé) neutrónové reaktory; v takýchto reaktoroch je oveľa viac moderátora ako uránu.

V Európe bol prvý jadrový reaktor F-1 vyrobený a spustený v decembri 1946 v Moskve skupina fyzikov a inžinierov vedená akademikmi Igor Vasilievič Kurčatov. Reaktor F-1 bol vyrobený z grafitových blokov a mal tvar gule s priemerom približne 7,5 m.V centrálnej časti gule s priemerom 6 m boli v otvoroch grafitových blokov umiestnené uránové tyče. . Reaktor F-1, podobne ako SR-1, nemal chladiaci systém, takže pracoval na nízkej úrovni výkonu: od zlomkov po jednotky wattu.

Výsledky výskumu na reaktore F-1 slúžili ako základ pre návrhy priemyselných reaktorov. V roku 1948 sa pod vedením I.V.Kurčatova začalo s prácami na praktické uplatnenie atómová energia na výrobu elektriny.

Prvá priemyselná jadrová elektráreň na svete s výkonom 5 MW bola spustená 27. júna 1954 v Obninsku. región Kaluga . V roku 1958 bola uvedená do prevádzky 1. etapa Sibírskej JE s výkonom 100 MW (celkový projektový výkon 600 MW). V tom istom roku sa začala výstavba priemyselnej jadrovej elektrárne Belojarsk a v apríli 1964 dodával elektrinu spotrebiteľom generátor 1. stupňa. V septembri 1964 bol spustený 1. blok Novovoronežskej JE s výkonom 210 MW. Druhý blok s výkonom 350 MW bol spustený v decembri 1969. V roku 1973 bola spustená Leningradská jadrová elektráreň.

V Spojenom kráľovstve bola v roku 1956 v Calder Hall uvedená do prevádzky prvá priemyselná jadrová elektráreň s výkonom 46 MW. O rok neskôr bola uvedená do prevádzky 60 MW jadrová elektráreň v Shippingport (USA).

Svetovými lídrami vo výrobe jadrovej elektriny sú: USA (788,6 miliardy kWh/rok), Francúzsko (426,8 miliardy kWh/rok), Japonsko (273,8 miliardy kWh/rok), Nemecko (158,4 miliardy kWh/rok) a Rusko (154,7 miliardy kWh/rok). Začiatkom roku 2004 bolo vo svete v prevádzke 441 jadrových reaktorov a ruská JSC TVEL dodáva palivo pre 75 z nich.

Najväčšia jadrová elektráreň v Európe - JE Záporožie v Energodare (Ukrajina) - 6 jadrových reaktorov s celkovou kapacitou 6 GW. Najväčšia jadrová elektráreň na svete – Kashiwazaki-Kariwa (Japonsko) – päť varných jadrových reaktorov ( BWR) a dva pokročilé varné jadrové reaktory ( ABWR), ktorej celková kapacita je 8,2 GW.

V súčasnosti v Rusku fungujú tieto jadrové elektrárne: Balakovo, Belojarsk, Bilibinsk, Rostov, Kalinin, Kola, Kursk, Leningrad, Novovoronež, Smolensk.

Vývoj návrhu energetickej stratégie Ruska na obdobie do roku 2030 predpokladá štvornásobné zvýšenie výroby elektriny v jadrových elektrárňach.

Jadrové elektrárne sú klasifikované podľa reaktorov, ktoré sú v nich nainštalované:

l tepelné neutrónové reaktory pomocou špeciálnych moderátorov na zvýšenie pravdepodobnosti absorpcie neutrónov jadrami atómov paliva;

l rýchle neutrónové reaktory .

Podľa druhu dodávanej energie sa jadrové elektrárne delia na:

l jadrové elektrárne (JE) určené len na výrobu elektriny;

l jadrové elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (KVET), ktoré vyrábajú elektrickú aj tepelnú energiu.

Momentálne sa zvažujú možnosti výstavby len v Rusku jadrové elektrárne zásobovanie teplom.

Jadrová elektráreň nepoužíva vzduch na oxidáciu paliva, nevypúšťa popol, oxidy síry, uhlík atď. do atmosféry, má rádioaktívne pozadie nižšie ako v tepelných elektrárňach, ale podobne ako tepelné elektrárne spotrebuje obrovské množstvo vody na chladenie kondenzátorov.

Palivo pre jadrové elektrárne

Hlavný rozdiel medzi jadrovými elektrárňami a tepelnými elektrárňami je používanie jadrového paliva namiesto fosílneho paliva. Jadrové palivo sa získava z prírodného uránu, ktorý sa ťaží buď v baniach (Niger, Francúzsko, Južná Afrika), alebo v povrchových jamách (Austrália, Namíbia), alebo podzemným lúhovaním (Kanada, Rusko, USA). Urán je v prírode rozšírený, ale nie sú tam žiadne bohaté ložiská uránovej rudy. Urán sa nachádza v rôznych skaly a voda v dispergovanom stave. Prírodný urán je zmes prevažne neštiepneho izotopu uránu 238U(viac ako 99 %) a štiepny izotop 235 U (približne 0,71 %), čo je jadrové palivo (1 kg 235U uvoľňuje energiu rovnajúcu sa spaľovaciemu teplu približne 3000 ton uhlia).

Reaktory jadrových elektrární vyžadujú obohacovanie uránu. Na tento účel sa prírodný urán po spracovaní posiela do obohacovacieho závodu, kde sa 90 % prírodného ochudobneného uránu odošle na uskladnenie a 10 % sa obohatí na 3,3 – 4,4 %.

Z obohateného uránu (presnejšie oxidu uraničitého UO 2 alebo oxid dusný uránu U202) sú vyrobené palivové články - palivové tyče- cylindrické tablety s priemerom 9 mm a výškou 15-30 mm. Tieto tablety sú umiestnené v uzavretých nádobách zirkónium(absorpcia neutrónov zirkónom je 32,5-krát menšia ako v prípade ocele) tenkostenné rúrky asi 4 m.

Všetky ďalšie procesy jadrového štiepenia 235U s tvorbou štiepnych úlomkov, rádioaktívnych plynov a pod. sa dejú vnútri utesnených rúrok palivovej tyče.

Po postupnom štiepaní 235U a zníženie jeho koncentrácie na 1,26 %, keď sa výkon reaktora výrazne zníži, palivové kazety sa z reaktora vyberú, sú určitý čas uskladnené v chladiacom bazéne a následne odoslané do rádiochemického závodu na spracovanie.

Na rozdiel od tepelných elektrární, kde majú tendenciu úplne spaľovať palivo, V jadrových elektrárňach nie je možné rozdeliť jadrové palivo na 100%. Preto v jadrových elektrárňach nie je možné vypočítať účinnosť na základe mernej spotreby ekvivalentného paliva. Čistá efektívnosť sa používa na hodnotenie prevádzkovej efektívnosti bloku jadrovej elektrárne

,

kde je generovaná energia, je teplo uvoľnené v reaktore súčasne a v rovnakom čase.

Takto vypočítaná účinnosť jadrovej elektrárne je 30 - 32 %, ale nie je úplne rozumné porovnávať ju s účinnosťou tepelnej elektrárne, ktorá je 37 - 40 %.

Okrem izotopu uránu 235 as jadrové palivo používa sa aj:

  • izotop uránu 233 ( 233 U) ;
  • izotop plutónia 239 ( 239 Pu);
  • izotop tória 232 ( 232 Th) (konvertovaním na 233 U).

Podľa toho, čo si vyberú paroplynové cykly, aká voľba bude optimálna a ako bude vyzerať technologická schéma CCGT?

Keď je známa kapitálová parita a konfigurácia týkajúca sa umiestnenia hriadeľa, môže sa začať predbežný výber cyklu.

Rozsah siaha od veľmi jednoduchých „cyklov s jedným tlakom“ až po extrémne zložité „cykly opätovného ohrevu s trojitým tlakom“. Efektívnosť cyklu sa zvyšuje so zvyšujúcou sa zložitosťou, ale rastú aj kapitálové náklady. Kľúčom k výberu správneho cyklu je určiť tlakový cyklus, ktorý najlepšie vyhovuje danej účinnosti a cieľovej cene.

Zariadenie s kombinovaným cyklom s jedným tlakovým cyklom

Tento cyklus sa často používa pre nákladovo efektívnejšie, degradované palivá, ako je ropa a ťažké vykurovacie oleje s vysokým obsahom síry.

V porovnaní s komplexnými cyklami sú investície do CCGT jednotiek jednoduchých cyklov zanedbateľné.

Diagram znázorňuje CCGT jednotku s prídavným výparníkom na studenom konci kotla na odpadové teplo. Tento výparník odoberá dodatočné teplo z výfukových plynov a uvoľňuje paru do odvzdušňovača, ktorý sa použije na ohrev napájacej vody.

Vďaka tomu nie je potrebné odsávať paru pre odvzdušňovač z parnej turbíny. Výsledok v porovnaní s najjednoduchšia schéma Jedným z tlakov je zlepšenie efektívnosti, ale podľa toho sa zvyšujú aj kapitálové investície.

CCGT s dvoma tlakovými cyklami

Väčšina prevádzkovaných kombinovaných jednotiek má dva tlakové cykly. Voda je dodávaná dvoma samostatnými napájacími čerpadlami do dvojtlakového ekonomizéra.

Prečítajte si tiež: Plány na zavedenie elektrární s kombinovaným cyklom v Rusku

Nízkotlaková voda potom vstupuje do prvej výparníkovej špirály a vysokotlaková voda sa ohrieva v ekonomizéri predtým, ako sa odparí a prehreje v horúcom konci regeneračného kotla. Odvod z nízkotlakového bubna dodáva paru do odvzdušňovača a parnej turbíny.

Účinnosť dvojtlakového cyklu, ako je znázornená na T-S diagrame na obrázku, je vyššia ako účinnosť jednotlakového cyklu v dôsledku úplnejšieho využitia výfukovej energie plynovej turbíny (dodatočná oblasť CC"D"D) .

To však zvyšuje kapitálové investície do doplnkových zariadení, akými sú napájacie čerpadlá, dvojtlakové ekonomizéry, výparníky, nízkotlakové potrubie a dve nízkotlakové parné potrubia k parnej turbíne. Uvažovaný cyklus sa preto používa len pri vysokej parite kapitálu.

CCGT s trojitým tlakovým cyklom

Toto je jedna z najkomplexnejších schém, ktoré sa dnes používajú. Používa sa v prípadoch veľmi vysokej kapitálovej parity, pričom vysokú účinnosť možno dosiahnuť len pri vysokých nákladoch.

Do kotla na odpadové teplo sa pridáva tretí stupeň, ktorý navyše využíva teplo výfukových plynov. Vysokotlakové čerpadlo dodáva napájaciu vodu do trojstupňového vysokotlakového ekonomizéra a potom do bubna vysokotlakového separátora. Stredotlakové napájacie čerpadlo dodáva vodu do bubna stredotlakového separátora.

Časť napájacej vody zo stredotlakového čerpadla vstupuje do bubna nízkotlakového separátora cez škrtiace zariadenie. Para z vysokotlakového bubna vstupuje do prehrievača a potom do vysokotlakovej časti parnej turbíny. Para odsávaná vo vysokotlakovej časti (HPP) sa zmiešava s parou prichádzajúcou zo stredotlakového bubna, prehrieva sa a privádza sa na vstup nízkotlakovej časti (LPP) parnej turbíny.

Prečítajte si tiež: Ako vybrať jednotku s plynovou turbínou pre stanicu s jednotkou CCGT

Účinnosť možno ďalej zvýšiť predhriatím paliva vysokotlakovou vodou pred vstupom do plynovej turbíny.

Schéma výberu cyklu

Typy cyklov od jednotlakového cyklu po trojtlakový cyklus opätovného ohrevu sú prezentované ako funkcie parity prívodu.

Cyklus sa vyberá určením, ktoré cykly zodpovedajú danému pomeru kapitálovej parity pre konkrétnu aplikáciu. Ak je napríklad kapitálová parita 1 800 USD. US/kW, potom sa zvolí cyklus s dvojitým alebo trojitým tlakom.

Ako prvá aproximácia sa rozhodne v prospech trojitého tlakového cyklu, pretože pri konštantnej kapitálovej parite je účinnosť a výkon vyššia. Pri bližšom zvážení parametrov sa však môže stať, že na splnenie iných požiadaviek je vhodnejší duálny tlakový cyklus.

Existujú prípady, pre ktoré diagram výberu cyklu nie je použiteľný. Najčastejším príkladom takéhoto prípadu je situácia, keď zákazník chce mať elektrickú energiu k dispozícii čo najskôr a optimalizácia je pre neho menej dôležitá ako krátke dodacie lehoty.

V závislosti od okolností môže byť vhodné uprednostniť jeden tlakový cyklus pred viactlakovým cyklom, pretože časová spotreba je menšia. Na tento účel je možné vyvinúť sériu štandardizovaných cyklov so špecifikovanými parametrami, ktoré sa v takýchto prípadoch úspešne používajú.

(Navštívené 2 507-krát, dnes 1 návštev)