Wybór cyklu instalacji o cyklu łączonym i schematu obwodu CCGT. Elektrociepłownie (CCGT): urządzenie i zasada działania Zasada działania CCGT

Elektrownie o cyklu skojarzonym są kombinacją turbin parowych i gazowych. Takie połączenie pozwala na zmniejszenie strat ciepła odpadowego turbin gazowych lub ciepła spalin z kotłów parowych, co zapewnia wzrost sprawności elektrociepłowni (CCGT) w porównaniu z odrębnie uwzględnionymi turbinami parowymi i turbinami gazowymi .

Obecnie istnieją dwa rodzaje instalacji o cyklu łączonym:

a) z kotłami wysokoprężnymi oraz z odprowadzaniem spalin z turbiny do komory spalania kotła konwencjonalnego;

b) wykorzystanie ciepła spalin z turbiny w kotle.

Schematyczne schematy CCGT tych dwóch typów przedstawiono na ryc. 2.7 i 2.8.

Na ryc. 2.7 przedstawia schemat ideowy CCGT z wysokociśnieniowym kotłem parowym (HSG) 1 , która jest zaopatrywana w wodę i paliwo, jak w konwencjonalnej ciepłowni do produkcji pary. Para pod wysokim ciśnieniem wchodzi do turbiny kondensacyjnej 5 , na tym samym wale, z którym znajduje się generator 8 . Para odlotowa z turbiny najpierw trafia do skraplacza. 6 a potem pompką 7 wraca do kotła 1 .

Rys 2.7. Schemat ideowy CCGT z VPG

Jednocześnie do turbiny gazowej kierowane są gazy powstałe podczas spalania paliwa w kotle o wysokiej temperaturze i ciśnieniu 2 . Na tym samym wale z nim są kompresory 3 , jak w konwencjonalnej turbinie gazowej i innym generatorze elektrycznym 4 . Kompresor przeznaczony jest do pompowania powietrza do komory spalania kotła. Wydech turbiny 2 podgrzewać również wodę zasilającą kocioł.

Taki schemat CCGT ma tę zaletę, że nie wymaga wyciągu dymu do usuwania spalin z kotła. Należy zauważyć, że funkcję dmuchawy pełni sprężarka 3 . Sprawność takiego CCGT może sięgać 43%.

Na ryc. 2.8 przedstawia schematyczny diagram innego typu CCGT. W przeciwieństwie do PGU pokazanego na ryc. 2.7, gaz do turbiny 2 pochodzi z komory spalania 9 a nie z kotła 1 . Dalsze spędzone w turbinie 2 do kotła dostają się gazy nasycone do 16-18% tlenem dzięki obecności sprężarki 1 .

Taki schemat (rys. 2.8) ma przewagę nad omówioną powyżej KPCh (rys. 2.7), ponieważ wykorzystuje kocioł o konstrukcji konwencjonalnej z możliwością wykorzystania dowolnego rodzaju paliwa, w tym paliwa stałego. W komorze spalania 3 jednocześnie spalane jest znacznie tańsze paliwo gazowe lub płynne niż w schemacie CCGT z wysokociśnieniowym kotłem parowym.

Rys 2.8. Schemat ideowy CCGT (obwód rozładowania)

Takie połączenie dwóch bloków (parowego i gazowego) we wspólny blok gazowo-parowy stwarza możliwość uzyskania również większej manewrowości w porównaniu do konwencjonalnej elektrociepłowni.

Schemat ideowy elektrowni jądrowych

Pod względem przeznaczenia i technologicznej zasady działania elektrownie jądrowe praktycznie nie różnią się od tradycyjnych elektrowni cieplnych. Ich istotna różnica polega po pierwsze na tym, że w elektrowni jądrowej, w przeciwieństwie do elektrociepłowni, para wytwarzana jest nie w kotle, ale w rdzeniu reaktora, a po drugie, na tym, że elektrownia jądrowa paliwo, w skład którego wchodzą izotopy uranu-235 (U-235) i uranu-238 (U-238).

Cechą procesu technologicznego w elektrowniach jądrowych jest również powstawanie znacznych ilości radioaktywnych produktów rozszczepienia, w związku z czym elektrownie jądrowe są technicznie bardziej złożone niż elektrownie cieplne.

Schemat elektrowni jądrowej może być jednoprzewodowy, dwuobwodowy i trójprzewodowy (ryc. 2.9).

Ryż.2.9. Schematy ideowe elektrowni jądrowych

Schemat jednoobwodowy (ryc. 2.9, a) jest najprostszy. Uwolniony w reaktorze jądrowym 1 w wyniku reakcji łańcuchowej rozszczepienia jądrowego ciężkich pierwiastków ciepło jest przenoszone przez chłodziwo. Często jako nośnik ciepła wykorzystywana jest para wodna, która jest następnie wykorzystywana jak w konwencjonalnych elektrowniach z turbinami parowymi. Jednak para wodna wytwarzana w reaktorze jest radioaktywna. Dlatego, aby chronić personel elektrowni jądrowej i środowisko, większość urządzeń musi być osłonięta przed promieniowaniem.

Zgodnie ze schematami dwu- i trzypętlowymi (ryc. 2.9, b i 2.9, c) ciepło jest usuwane z reaktora przez chłodziwo, które następnie przenosi to ciepło bezpośrednio do czynnika roboczego (na przykład jak w dwu- schemat pętli przez generator pary 3 ) lub przez czynnik chłodzący w obwodzie pośrednim (np. jak w obwodzie trójobwodowym między pośrednim wymiennikiem ciepła 2 i generator pary 3 ). Na ryc. 2,9 cyfry 5 , 6 oraz 7 wskazano skraplacz i pompy, pełniące te same funkcje, co w konwencjonalnej elektrowni cieplnej.

Reaktor jądrowy jest często określany jako „serce” elektrowni jądrowej. Obecnie istnieje kilka rodzajów reaktorów.

W zależności od poziomu energii neutronów, pod wpływem których następuje rozszczepienie paliwa jądrowego, elektrownie jądrowe można podzielić na dwie grupy:

EJ z reaktory neutronów termicznych;

EJ z reaktory prędkich neutronów.

Pod wpływem neutronów termicznych do rozszczepienia zdolne są tylko izotopy uranu-235, których zawartość w naturalnym uranie wynosi tylko 0,7%, pozostałe 99,3% to izotopy uranu-238. Pod wpływem strumienia neutronów o wyższym poziomie energetycznym (neutrony prędkie) z uranu-238 powstaje pluton-239 sztucznego paliwa jądrowego, który jest wykorzystywany w reaktorach na neutrony prędkie. Zdecydowana większość eksploatowanych obecnie reaktorów energetycznych to reaktory pierwszego typu.

Schemat ideowy reaktora jądrowego zastosowanego w dwutorowej elektrowni jądrowej przedstawiono na ryc. 2.10.

Reaktor jądrowy składa się ze strefy aktywnej, reflektora, układu chłodzenia, układu sterowania, regulacji i sterowania, obudowy i ochrony biologicznej.

Rdzeń reaktora to obszar, w którym zachodzi reakcja łańcuchowa rozszczepienia. Składa się z materiału rozszczepialnego, moderatora i odbłyśnika neutronów chłodziwa, prętów sterujących i materiałów konstrukcyjnych. Głównymi elementami rdzenia reaktora, które zapewniają uwalnianie energii i samopodtrzymanie reakcji, są materiał rozszczepialny i moderator. Strefa aktywna jest oddalona od urządzeń zewnętrznych i personelu przez strefę ochronną.

Elektrownie pracujące w cyklu łączonym nazywają się(CCGT), w którym ciepło spalin z turbiny gazowej jest bezpośrednio lub pośrednio wykorzystywane do wytwarzania energii elektrycznej w obiegu turbiny parowej.

Na ryc. 2.1 przedstawia schemat najprostszego CCGT tzw typ recyklingu. Gazy wychodzące z turbiny gazowej są wprowadzane do kocioł odzysknicowy

Ryż. 2.1.

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

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

Kocioł odzysknicowy to wał o przekroju prostokątnym, w którym znajdują się powierzchnie grzewcze utworzone z rur ożebrowanych, do 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 napełniony do połowy wodą), kilka rur opadowych 7 i dość gęsto zainstalowany pionowy chropowatość właściwego parownika 8. Parownik działa na zasadzie konwekcji naturalnej. Rury odparowujące znajdują się w strefie o wyższych temperaturach niż niższe, więc woda w nich nagrzewa się, częściowo odparowuje, staje się lżejsza i unosi się do bębna. Pusta przestrzeń jest napełniana zimniejszą wodą przewodami spustowymi z bębna. Para nasycona zbierana jest w górnej części bębna i kierowana do rur przegrzewacza. 1. Zużycie pary z bębna 4 kompensowana dopływem wody z ekonomizera 3. W takim przypadku dopływająca woda, przed całkowitym odparowaniem, będzie wielokrotnie przechodzić przez rury parownika. Dlatego opisany kocioł odzysknicowy nazywany jest kotłem z naturalnym obiegiem.

W ekonomizerze dopływająca woda zasilająca jest podgrzewana prawie do temperatury wrzenia (o 10-20 °C mniej niż temperatura pary nasyconej w bębnie, która jest całkowicie determinowana przez ciśnienie w nim). Z bębna sucha para nasycona wchodzi do przegrzewacza, gdzie zostaje przegrzana 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 cola-utilizera na ryc. 2.1 pokazuje zmianę temperatury gazów i płynu roboczego (pary, wody), gdy zbliżają się do siebie. Temperatura spalin stopniowo spada od wartości 0 na wlocie do wartości 0 ux temperatury spalin. Woda zasilająca poruszająca się w kierunku zwiększa swoją temperaturę w ekonomizerze do punktu wrzenia (punkt a). Z W tej temperaturze (na granicy wrzenia) do parownika dostaje się woda. Odparowuje wodę. Jednocześnie nie zmienia się jego temperatura (proces a-/;). W punkcie b płyn roboczy ma postać suchej pary nasyconej. Ponadto w przegrzewaczu przegrzewa się do wartości / 0 .

Powstająca na wylocie przegrzewacza para wodna jest kierowana do turbiny parowej, gdzie rozprężając się, pracuje. Z turbiny zużyta prycza wchodzi do skraplacza 5, skrapla się i za pomocą pompy zasilającej 6, który zwiększa ciśnienie wody zasilającej, jest przesyłany z powrotem do kotła odzysknicowego.

Zatem zasadnicza różnica pomiędzy elektrownią parową (SPU) CCGT a konwencjonalnym TPP CCGT polega tylko na tym, że paliwo nie jest spalane w kotle odzysknicowym, a ciepło niezbędne do pracy CCGT CCGT pobierane jest z spaliny turbiny gazowej. Jednak od razu należy 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)] oraz doskonałość układu chłodzenia turbiny gazowej. W większości nowoczesnych turbin gazowych, jak widać z tabeli. 1.2, temperatura spalin wynosi 530-580 °C (chociaż istnieją oddzielne turbiny gazowe o temperaturze do 640 °C). Zgodnie z warunkami niezawodności działania systemu rur ekonomizera podczas pracy na gazie ziemnym, temperatura wody zasilającej 1 godz na wlocie do kotła odzysknicowego nie powinna być mniejsza niż 60 °С. Temperatura spalin 0x opuszczających kocioł odzysknicowy jest zawsze wyższa od temperatury t nie w. W rzeczywistości jest on na poziomie 0 х « 100 ° С, dlatego sprawność kotła odzysknicowego (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. Podczas pracy na gazie konwencjonalny kocioł energetyczny elektrociepłowni ma sprawność 94%. Tym samym kocioł odzysknicowy w CCGT ma sprawność znacznie niższą niż kocioł TPP.

2. Ponadto sprawność elektrowni parowej (STP) rozpatrywanego CCGT jest znacznie niższa niż sprawność STP konwencjonalnego TPP. Wynika to nie tylko z niższych parametrów pary wytwarzanej przez kocioł odzysknicowy, ale również z faktu, że CCGT PTU nie posiada układu regeneracji. A ona w zasadzie nie może tego mieć, ponieważ temperatura wzrasta t nie c doprowadzi do jeszcze większego obniżenia sprawności kotła odzysknicowego.

Wyobrażenie o strukturze elektrowni z CCGT przedstawiono na ryc. 2.2, który pokazuje 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 spaliny o wysokiej temperaturze do własnego kotła odzysknicowego 8. Para wytwarzana przez te kotły jest przesyłana do jednej turbiny parowej 10 z generatorem elektrycznym 9 oraz skraplacz umieszczony w pomieszczeniu kondensacji pod turbiną. Każdy taki blok ma łączną moc 450 MW (każda turbina gazowa i parowa ma moc około 150 MW). Między dyfuzorem wylotowym 5 i kocioł odzysknicowy 8 zainstalować obejście (obejście) komina 12 i gazoszczelna brama b. Przepustnica umożliwia odcięcie kotła odzysknicowego 8 z gazów turbiny gazowej i przesłać je rurą obejściową do atmosfery. Taka potrzeba może wystąpić w przypadku awarii części turbiny parowej bloku energetycznego (w turbinie, kotle odzysknicowym, generatorze itp.), gdy

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

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

musi być wyłączony. W takim przypadku moc bloku energetycznego zapewni tylko turbina gazowa, tj. blok energetyczny może przenosić obciążenie 300 MW (choć ze zmniejszoną sprawnością). Rura obejściowa bardzo pomaga również podczas rozruchu bloków energetycznych: za pomocą zasuwy kocioł odzysknicowy jest odcinany od gazów turbiny gazowej, a te ostatnie w ciągu kilku minut zostają doprowadzone do pełnej wydajności. Następnie można powoli, zgodnie z instrukcją, uruchomić kocioł odzysknicowy i turbinę parową.

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

Przepustnica gazoszczelna ma dużą powierzchnię, jest złożonym urządzeniem technicznym, którego głównym wymaganiem jest wysoka gęstość, gdyż każdy 1% ciepła traconego przez nieszczelności oznacza spadek sprawności bloku o około 0,3%. Dlatego czasami odmawiają zainstalowania rury obejściowej, chociaż to znacznie komplikuje pracę.

Pomiędzy kotłami odzysknicowymi bloku energetycznego zainstalowano jeden odgazowywacz, który odbiera kondensat do odpowietrzenia ze skraplacza turbiny parowej i rozprowadza go do dwóch kotłów odzysknicowych.

Niestety, przejście na budowę elektrociepłowni z cyklem skojarzonym (CCGT CHPP) zamiast turbin parowych doprowadziło do jeszcze większego spadku wytwarzania ciepła w ogólnej produkcji energii. To z kolei prowadzi do wzrostu energochłonności PKB i spadku konkurencyjności produktów krajowych oraz wzrostu kosztów mieszkania i usług komunalnych.

¦ wysoka sprawność wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowni CCGT według cyklu kondensacji do 60%;

¦ Trudności w lokalizacji elektrociepłowni CCGT w warunkach gęstej zabudowy miejskiej, a także wzrost dostaw paliw do miast;

¦ Zgodnie z utrwaloną tradycją elektrociepłownie CCGT są wyposażane, podobnie jak stacje turbin parowych, w turbiny kogeneracyjne typu T.

Budowa elektrociepłowni z turbinami typu P od lat 90-tych. ostatniego stulecia praktycznie przerwano. W czasach przed pierestrojką przedsiębiorstwa przemysłowe odpowiadały za około 60% obciążenia cieplnego w miastach. Ich zapotrzebowanie na ciepło do realizacji procesów technologicznych w ciągu roku było dość stabilne. W godzinach szczytów porannych i wieczornych w miejskim poborze energii szczyty energetyczne zostały zniwelowane poprzez wprowadzenie odpowiednich reżimów ograniczania dostaw energii elektrycznej do przedsiębiorstw przemysłowych. Montaż turbin typu P w elektrociepłowni był uzasadniony ekonomicznie ze względu na ich niższy koszt i bardziej efektywne wykorzystanie zasobów energetycznych w porównaniu z turbinami typu T.

W ciągu ostatnich 20 lat, z powodu gwałtownego spadku produkcji przemysłowej, reżim zaopatrzenia miast w energię znacznie się zmienił. Obecnie elektrociepłownie miejskie pracują zgodnie z harmonogramem grzewczym, w którym letnie obciążenie cieplne wynosi tylko 15-20% obliczonej wartości. Dzienny rozkład zużycia energii elektrycznej stał się bardziej nierównomierny ze względu na włączanie przez ludność obciążenia elektrycznego w godzinach wieczornych, co wiąże się z masowym wzrostem podaży elektrycznych urządzeń gospodarstwa domowego dla ludności. Ponadto zniwelowanie harmonogramu zużycia energii poprzez wprowadzenie odpowiednich ograniczeń dla odbiorców przemysłowych ze względu na ich niewielki udział w całkowitym zużyciu energii okazało się niemożliwe. Jedynym niezbyt skutecznym sposobem rozwiązania problemu było zmniejszenie wieczornego maksimum poprzez wprowadzenie obniżonych taryf w nocy.

Dlatego w elektrociepłowniach parowych z turbinami typu P, gdzie wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej jest ściśle ze sobą powiązane, zastosowanie takich turbin okazało się nieopłacalne. Turbiny przeciwprężne są obecnie produkowane tylko przy małej mocy, aby poprawić sprawność miejskich kotłów parowych poprzez przełączenie ich w tryb kogeneracji.

Takie ugruntowane podejście zachowano również przy budowie elektrociepłowni CCGT. Jednocześnie nie ma sztywnej zależności między dostawami ciepła i energii elektrycznej w cyklu skojarzonym. Na tych stacjach z turbinami typu P pokrycie wieczornego maksymalnego obciążenia elektrycznego może być realizowane poprzez czasowe zwiększenie podaży energii elektrycznej w obiegu turbiny gazowej. Krótkotrwałe zmniejszenie dostaw ciepła do sieci ciepłowniczej nie wpływa na jakość ogrzewania ze względu na pojemność cieplną budynków i sieci ciepłowniczej.

Schemat ideowy elektrociepłowni CCGT z turbinami przeciwprężnymi obejmuje dwie turbiny gazowe, kocioł odzysknicowy, turbinę typu P oraz kocioł szczytowy (rys. 2). Na schemacie nie pokazano kotła szczytowego, który może być zainstalowany poza obiektem CCGT.

Z ryc. 2 widać, że elektrociepłownia CCGT składa się z instalacji turbiny gazowej składającej się ze sprężarki 1, komory spalania 2 i turbiny gazowej 3. wymienniki ciepła, w których podgrzewana jest woda, para oddzielana jest w bębnach niskociśnieniowych 7 i wysokociśnieniowych ciśnienie 8, przesyłane jest do bloku turbiny parowej (STP) 11. Ponadto para nasycona o niskim ciśnieniu wchodzi do sekcji pośredniej STP, a para o wysokim ciśnieniu jest wstępnie podgrzewana w kotle odzysknicowym i przesyłana do głowicy STP. opuszczający STP jest kondensowany w wymienniku ciepła 12 wody w sieci i jest przesyłany przez pompy kondensatu 13 do gazowego podgrzewacza kondensatu 14, a następnie przesyłany do odgazowywacza 9, a następnie do jednostki sterującej.

Przy obciążeniu cieplnym nieprzekraczającym bazowego stacja pracuje całkowicie zgodnie z harmonogramem ogrzewania (ATES=1). Jeżeli obciążenie cieplne przekracza obciążenie podstawowe, kocioł szczytowy zostaje włączony. Wymagana ilość energii elektrycznej pochodzi z zewnętrznych źródeł wytwarzania poprzez miejskie sieci energetyczne.

Możliwe są jednak sytuacje, gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną przekracza wielkość jej dostaw ze źródeł zewnętrznych: w mroźne dni przy wzroście zużycia energii elektrycznej przez domowe urządzenia grzewcze; w przypadku awarii w zakładach wytwórczych i sieciach elektrycznych. W takich sytuacjach moc turbin gazowych w podejściu tradycyjnym jest ściśle powiązana z wydajnością kotła odzysknicowego, co z kolei jest podyktowane zapotrzebowaniem na energię cieplną zgodnie z harmonogramem grzewczym i może nie być wystarczające do zaspokojenia zwiększone zapotrzebowanie na energię elektryczną.

W celu pokrycia powstałego niedoboru energii elektrycznej turbina gazowa przechodzi częściowo na odprowadzanie produktów spalania odpadów, oprócz kotła odzysknicowego, bezpośrednio do atmosfery. Tym samym elektrociepłownia CCGT zostaje tymczasowo przeniesiona do trybu mieszanego - z obiegiem łączonym i turbiną gazową.

Wiadomo, że turbiny gazowe charakteryzują się dużą manewrowością (szybkość zysku i utraty mocy elektrycznej). Dlatego nawet w czasach sowieckich miały służyć wraz z pompowniami do wygładzania reżimu energetycznego.

Ponadto należy zauważyć, że wytwarzana przez nie moc wzrasta wraz ze spadkiem temperatury zewnętrznej i to właśnie przy niskich temperaturach w najzimniejszej porze roku obserwuje się maksymalne zużycie energii. Jest to pokazane w tabeli.

Gdy moc osiąga ponad 60% obliczonej wartości, emisja szkodliwych gazów NOx i CO jest minimalna (rys. 3).

W okresie nieogrzewania, aby nie dopuścić do spadku mocy turbin gazowych o więcej niż 40%, jedna z nich jest wyłączana.

Zwiększenie efektywności energetycznej elektrociepłowni można osiągnąć dzięki scentralizowanemu dostarczaniu chłodnictwa do mikrookręgów miejskich. W sytuacjach awaryjnych w Elektrociepłowni CCGT wskazane jest budowanie turbozespołów gazowych małej mocy w oddzielnych budynkach.

W obszarach o gęstej zabudowie miejskiej dużych miast, przy przebudowie istniejących elektrociepłowni z turbinami parowymi z wydmuchem, wskazane jest stworzenie na ich bazie elektrociepłowni CCGT z turbinami typu R. W efekcie znaczne powierzchnie zajęte są przez układ chłodzenia (wieże chłodnicze). itp.), które można wykorzystać do innych celów.

Porównanie elektrociepłowni CCGT z turbinami przeciwprężnymi (typu P) oraz elektrociepłowni CCGT z turbinami do odprowadzenia kondensatu (typu T) pozwala na dokonanie następujących Wyniki.

• 1. W obu przypadkach efektywność paliwowa zależy od udziału produkcji energii elektrycznej na podstawie zużycia ciepła w całkowitym wolumenie produkcji.
• 2. W elektrociepłowniach parogazowych z turbinami typu T straty ciepła w obiegu chłodzenia kondensatu występują przez cały rok; największe straty występują w okresie letnim, kiedy wielkość zużycia ciepła ogranicza się tylko do zaopatrzenia w ciepłą wodę.
• 3. W elektrociepłowniach CCGT z turbinami typu R sprawność elektrowni spada tylko przez ograniczony czas, kiedy konieczne jest pokrycie niedoborów energii elektrycznej.
• 4. Charakterystyki manewrowe (prędkości załadunku i rozładunku) turbin gazowych są wielokrotnie wyższe niż turbin parowych.

Tym samym w warunkach budowy stacji w centrach dużych miast elektrociepłownie CCGT z turbinami przeciwprężnymi (typu P) przewyższają pod każdym względem elektrociepłownie skojarzone z turbinami do ekstrakcji kondensatu (typu T). Wymagają znacznie mniejszej powierzchni do pomieszczenia, są bardziej ekonomiczne pod względem zużycia paliwa, a ich wpływ na środowisko jest również mniejszy.

Jednak w tym celu konieczne jest wprowadzenie odpowiednich zmian w ramach regulacyjnych dotyczących projektowania instalacji o cyklu skojarzonym.

Praktyka ostatnich lat pokazuje, że inwestorzy budujący podmiejskie elektrociepłownie CCGT i na dość wolnych terenach dają pierwszeństwo produkcji energii elektrycznej, a dostarczanie ciepła jest przez nich traktowane jako działalność uboczna. Tłumaczy się to tym, że sprawność stacji nawet w trybie kondensacyjnym może sięgać 60%, a budowa sieci ciepłowniczej wymaga dodatkowych kosztów i licznych umów z różnymi konstrukcjami. W rezultacie współczynnik zaopatrzenia w ciepło CHPP może być mniejszy niż 0,3.

Dlatego przy projektowaniu elektrociepłowni CCGT nie jest wskazane, aby każda instalacja z osobna uwzględniała w rozwiązaniu technicznym optymalną wartość ATES. Zadaniem jest znalezienie optymalnego udziału ciepła sieciowego w systemie ciepłowniczym całego miasta.

Teraz koncepcja budowy potężnych elektrociepłowni w miejscach wydobywania paliwa, z dala od dużych miast, rozwinięta w czasach sowieckich, znów stała się aktualna. Jest to podyktowane zarówno wzrostem udziału paliw lokalnych w kompleksie paliwowo-energetycznym regionów, jak i tworzeniem nowych konstrukcji rurociągów ciepłowniczych (powietrznych) z niemal znikomym spadkiem potencjału temperaturowego podczas transportu chłodziwa.

Takie elektrociepłownie można tworzyć zarówno w oparciu o obieg turbiny parowej z bezpośrednim spalaniem lokalnego paliwa, jak i obieg łączony z wykorzystaniem gazu wytworzonego w generatorach gazu.

Elektrownia gazowo-parowa CCGT jest zakładem kombinowanym składającym się z turbozespołu gazowego, kotła odzysknicowego (HRB) i turbiny parowej (ST). Realizacja obiegów pary i gazu odbywa się w oddzielnych obiegach, tj. bez kontaktu produktów spalania z płynem roboczym para-ciecz. Współdziałanie ciał roboczych odbywa się tylko w postaci wymiany ciepła w wymiennikach ciepła typu powierzchniowego.

Wykorzystanie elektrowni gazowo-parowych jest jednym z możliwych i obiecujących sposobów obniżenia kosztów paliwa i energii.

CCGT termodynamicznie z powodzeniem łączą parametry turbin gazowych i elektrowni parowych:

GTU działają w strefie podwyższonych temperatur płynu roboczego;

Parowe - napędzane są produktami spalania, które zostały już wyczerpane, opuszczając turbinę, tj. odgrywać rolę utylizatorów i wykorzystywać energię odpadową.

Sprawność instalacji wzrasta dzięki termodynamicznej nadbudowie obiegu gazu wysokotemperaturowego obiegiem parowym, co zmniejsza straty ciepła ze spalinami w turbinie gazowej.

Tym samym CCGT można uznać za trzeci etap doskonalenia turbozespołów. CCGT są obiecującymi silnikami, ponieważ są bardzo ekonomiczne, przy niskich nakładach kapitałowych. Doskonałe właściwości roślin cyklu kombinowanego określiły obszary ich zastosowania. CCGT są szeroko stosowane w energetyce i innych obszarach kompleksu paliwowo-energetycznego.

Szerokie zastosowanie takich instalacji utrudnia brak jednolitego punktu widzenia na najbardziej racjonalne kierunki wykorzystania ciepła z turbin gazowych.

Obecnie obiecującym schematem CCGT do zastosowania na głównych gazociągach jest również schemat CCGT czysto użytkowy z kompletną nadbudową obiegu, w którym generator pary ogrzewany jest wyłącznie spalinami z turbiny gazowej (rys. 6.1).

Zgodnie z tym schematem produkty spalania turbiny gazowej za turbiną niskociśnieniową (LPT) trafiają do kotła odzysknicowego (HRB) w celu wytworzenia pary pod wysokim ciśnieniem. Powstająca para z KU wchodzi do turbiny parowej (ST), gdzie rozprężając się, wykonuje użyteczną pracę, która trafia do napędu generatora elektrycznego lub dmuchawy. Para odlotowa za PT wchodzi do skraplacza K, gdzie jest skraplana, a następnie za pomocą pompy zasilającej (PN) zawracana do kotła odzysknicowego. Obieg termodynamiczny instalacji parowo-gazowej przedstawiono na ryc. 6.2. Wysokotemperaturowy obieg gazowy turbiny gazowej rozpoczyna się procesem sprężania powietrza w sprężarce osiowej: 1 → 2. W komorze spalania (oraz ewentualnie w regeneratorze) dostarczane jest ciepło 2 → 3; wytworzone produkty spalania dostają się do turbiny gazowej, gdzie rozprężając się, działają, proces 3 → 4; i wreszcie spaliny oddają ciepło w kotle odzysknicowym, podgrzewając wodę i parę, 4 → 5. Reszta ciepła niskotemperaturowego pozostaje niewykorzystana i jest przekazywana do otoczenia, 5 → 1.

Rysunek 6.1 - Schemat ideowy bloku CCGT z kotłem odzysknicowym

Rysunek 6.2 - Schemat cyklu instalacji cyklu łączonego we współrzędnych T-S

Obieg parowo-gazowy tworzy sekwencja procesów: 1 „- 2” - 3 „- 4” - 5 „- 1” (rys. 6.2). Konwencjonalnie cykl rozpoczyna się od procesu 1" - 2" - dostarczanie ciepła w ekonomizerze. Woda wypływająca ze skraplacza ma niską temperaturę równą 39°C (przy ciśnieniu w skraplaczu Р np = 0,007 MPa). Jest podgrzewany do temperatury wrzenia ok. 170...210 °C, przy stałym ciśnieniu odpowiadającym ciśnieniu pracy kotła 0,8...2,0 MPa. 2" - 3" - proces odparowywania wody w parowniku i zamieniania jej w parę nasyconą. 3" - 4" - przegrzanie pary w przegrzewaczu; 4" - 5" - proces rozprężania pary w turbinie parowej z zakończeniem pracy i spadkiem temperatury; 5" - 1" - para jest kondensowana w skraplaczu K, a uzyskana woda jest ponownie podawana do kotła odzysknicowego KU. Cykl się zamyka.

Moc samej turbiny parowej (ST) zależy od rzeczywistego spadku ciepła, czyli entalpii, przez turbinę parową oraz natężenia przepływu pary. Zużycie pary i parametry pary determinowane są pracą kotła odzysknicowego. Schemat ideowy kotła odzysknicowego przedstawiono na ryc. 6.3.

Kocioł odzysknicowy to kocioł parowy z wymuszonym obiegiem, który nie posiada własnego pieca i jest ogrzewany spalinami z dowolnej elektrowni.

W związku z tym ciepło odpadowe spalin z turbiny gazowej o temperaturze około 400 °C jest w zupełności wystarczające do efektywnej pracy instalacji utylizacyjnych.

W trakcie kotła szeregowo montowane są wymienniki ciepła: ekonomizer wody „E”, parownik „I” i przegrzewacz „P”.

Ekonomizer wody to wymiennik ciepła, w którym woda jest podgrzewana gorącymi gazami o niskiej temperaturze (produktami spalania) przed wprowadzeniem jej do walczaka (separatora).

Para wytwarzana jest w podwoziu kotła w następujący sposób. Woda zasilająca, wstępnie podgrzana w ekonomizerze do temperatury wrzenia spalinami, wpływa do walczaka kotła. Temperatura gorących gazów w części tylnej kotła nie może spaść poniżej 120 °C*.

W trybie wytwarzania pary woda krąży w parowniku. W parowniku następuje intensywna absorpcja ciepła, dzięki czemu następuje parowanie. Proces parowania w parowniku zachodzi w temperaturze wrzenia wody zasilającej, odpowiadającej określonemu ciśnieniu nasycenia.

Lista układów wytwarzających energię elektryczną i cieplną w nowoczesnych przedsiębiorstwach obejmuje: elektrownie parowe,. Są one połączone w swojej zasadzie działania i obejmują 2 podstawowe kroki:

1. spalanie pierwotnego paliwa (gazu) i w związku z tym obrót turbiny gazowej;
2. podgrzewanie produktów spalania powstających w pierwszym stopniu wody w kotle odzysknicowym z wytworzeniem pary wykorzystywanej w turbinie parowej uruchamiającej generator parowy.

Eksploatacja elektrociepłowni staje się możliwe dzięki wykorzystaniu gazu ziemnego lub produktów przemysłu naftowego (w szczególności oleju napędowego) jako paliwa wyjściowego. Może istnieć kilka konfiguracji sprzętu, w zależności od jego mocy i konkretnego zastosowania. Dzięki temu producenci mogą łączyć obie turbiny na jednym wale, uzupełniając tę ​​kombinację generatorem z dwoma napędami. Zaletą takiego urządzenia jest to, że ma w swoim arsenale 2 tryby działania: prosty cykl gazowy i połączony.

Pomimo dość skomplikowanego urządzenia, elektrociepłownia (CCGT) posiada bardzo ważną cechę wyróżniającą go spośród innych systemów wytwarzania energii elektrycznej. To rekordowo wysoki współczynnik sprawności, który w niektórych przypadkach przekracza 60%.

Zalety instalacji z cyklem łączonym

Zasada działania elektrociepłowni ma specyficzny charakter, w przeciwieństwie do podobnych systemów, zużywa mniej zasobów (zwłaszcza wody) na każdą jednostkę energii otrzymanej za jego pomocą. Również eksperci branżowi zauważają, że konstrukcje parowo-gazowe wyróżniają się:

• większa przyjazność dla środowiska (redukcja emisji gazów cieplarnianych);
• kompaktowe wymiary;
• porównawcza szybkość budowy (mniej niż 1 rok);
• mniejsze zapotrzebowanie na paliwo.

Należy zauważyć, że producenci CCGT nie poprzestają na tym. Nowoczesny generator cyklu łączonego ewoluuje znacznie szybciej niż poprzednie wersje tej techniki. Obecnie aktywnie rozwijane są struktury działające na odnawialne źródła energii, biopaliwa: odpady z przemysłu drzewnego i rolnictwa.

Rodzaje instalacji o cyklu łączonym

Systemy o cyklu kombinowanym można sklasyfikować w zależności od ich konstrukcji i cech technologicznych:

• zgodnie z zasadą działania: kogeneracja, z wyporową regeneracją, z niskoprężną wytwornicą pary, z wysokoprężną wytwornicą pary, z kotłami odzysknicowymi;
• według liczby jednostek turbin gazowych wyróżnia się układy z 1, 2, 3 podstawowymi turbinami gazowymi;
• według rodzaju stosowanych materiałów eksploatacyjnych: gaz, paliwo płynne, biomasa itp.;
• w zależności od różnorodności obwodów kotłów KU lub kotłów odzysknicowych rozróżnia się moduły jedno-, dwu- i trzyobwodowe.

Wielu energetyków twierdzi również, że ważne jest rozróżnianie systemów różniących się zasadą działania. W szczególności dzisiaj istnieje generator parowy, w którym występuje etap pośredniego przegrzewania pary i występują modyfikacje pozbawione tego etapu. W procesie wyboru CCGT ważne jest zwrócenie uwagi na te cechy produktów, ponieważ mogą one wpływać na produktywność i wydajność elektrowni jako całości.

Wykorzystanie zakładów cyklu łączonego

Pomimo tego, że na Zachodzie od dawna zaczęli wykorzystywać CCGT do pozyskiwania niedrogiej energii elektrycznej, w naszym kraju do niedawna na te technologie nie było popytu. Dopiero od 2000 roku rosyjskie przedsiębiorstwa przemysłowe wykazują stałe zainteresowanie systemami cyklu łączonego.

Według statystyk w ciągu ostatnich 10 lat w różnych regionach Rosji rozpoczęło pracę ponad 30 dużych bloków energetycznych opartych na technologiach cyklu skojarzonego. Ten trend będzie się nasilał zarówno w krótkim, jak i długim okresie, jak pokazują bardzo dobre wyniki elektrownie gazowo-parowe, eksploatacja co nie jest zbyt drogie, a wynik zawsze przekracza oczekiwania.

Elektrownie kombinowane mogą być wykorzystywane do dostarczania energii elektrycznej do przedsiębiorstw przemysłowych i całych osiedli.

Na naszej stronie można znaleźć instalacje z cyklem łączonym, które zostały już przetestowane pod względem jakości i mocy w krajach europejskich. Wszystkie prezentowane na stronie elektrownie gazowo-parowe są w dobrym stanie i zapewniają stabilną pracę dla przemysłu.

6 x Nowe - 17,1 MW - HFO / DFO / generator gazu.
Cena w euro: 6 980 000, - z fabryki za sztukę
Kupując wszystkie 6 generatorów możesz uzgodnić cenę

Szacunkowa sprawność elektryczna 47,2%.
Urządzenie może pracować zarówno z ciężkim olejem opałowym (HFO) jak i olejem napędowym i gazem.