Парогазовый цикл и его преимущества

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 марта 2016; проверки требуют 20 правок.

Схема работы парогазовой установки

Парогазовая установка (англ. Combined Cycle Gas Turbine, CCGT) – электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии.

Принцип действия и устройство[править | править код]

Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор (схема multi-shaft).

Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор (схема -shaft). Такая установка может работать как в комбинированном, так и в простом газовом цикле с остановленной паровой турбиной. Также часто пар с двух блоков ГТУ-котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку.

Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок (схема topping). В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».

На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ[1].

Преимущества[править | править код]

• Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок – в диапазоне 28-42 %
• Низкая стоимость единицы установленной мощности
• Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками
• Короткие сроки возведения (9-12 мес.)
• Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом
• Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии
• Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

Недостатки ПГУ[править | править код]

• Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.
• Ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного – дизельное топливо. Применение угля в качестве топлива возможно только в установках с внутрицикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива – трубопроводов.
• Сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время.

Применение на электростанциях[править | править код]

Аргентинская ТЭС Костанера – первая электростанция в Южной Америке, использующая парогазовый цикл

Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[источник не указан 3576 дней], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. За последние 10 лет в России введены в эксплуатацию более 45 мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:

• 3 ПГУ мощностью 450 МВт каждый: 2 на ТЭЦ-27[2][3] и 1 на ТЭЦ-21[4]; 3 ПГУ мощностью 420 МВт каждый: 1 на ТЭЦ-16, 1 на ТЭЦ-20, 1 на ТЭЦ-26; 1 ПГУ мощностью 220 МВт на ТЭЦ-12; 2 ПГУ мощностью 121 МВт каждый на ТЭС Международная[5] – в Москве
• 2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-Западной ТЭЦ, энергоблоки мощностью 450 МВт на Южной ТЭЦ и Правобережной ТЭЦ, энергоблок в составе двух ПГУ-180 на Первомайской ТЭЦ – в Санкт-Петербурге
• 3 энергоблока Няганьской ГРЭС суммарной мощностью 1269,8 МВт[6]
• 3 энергоблока на Сочинской ТЭС. Два энергоблока мощностью 39 МВт каждый (1-я очередь строительства). Один энергоблок 80 МВт (2-я очередь строительства)[7].
• 3 энергоблока на Челябинской ТЭЦ-4. 3 ПГУ мощностью 247 МВт 247,5 МВт 263 МВт соответственно[8].
• 2 ПГУ мощностью 450 МВт каждая на Калининградской ТЭЦ-2[9]
• 2 ПГУ мощностью 220 МВт каждая на Тюменской ТЭЦ-1[10]
• 2 ПГУ мощностью 325 МВт каждая на Ивановской ГРЭС[11] на основе ГТД-110
• 2 ПГУ мощностью 110 МВт каждая на Казанской ТЭЦ-2
• 2 ПГУ мощностью 123 МВт каждая на Казанской ТЭЦ-1
• 1 ПГУ мощностью 400 МВт на Шатурской ГРЭС[12]
• 1 ПГУ мощностью 440 МВт на Краснодарской ТЭЦ[13]
• 1 ПГУ мощностью 230 МВт на Челябинской ТЭЦ-3[14]
• 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5»
• 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Невинномысской ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5»
• 1 ПГУ мощностью 220 МВт на Новгородской ТЭЦ
• 1 ПГУ мощностью 110 МВт на Вологодской ТЭЦ
• 1 ПГУ мощностью 424,6 МВт на Яйвинской ГРЭС
• 1 ПГУ мощностью 330 МВт на Новогорьковской ТЭЦ
• 1 ПГУ мощностью 450 МВт на Череповецкой ГРЭС
• 1 ПГУ суммарной мощностью 800 МВт на Киришской ГРЭС (самая мощная парогазовая установка в России в 2014-2017 годах)
• 1 ПГУ суммарной мощностью 903 МВт на Пермской ГРЭС (самая мощная парогазовая установка в России с 2017 года)
• 1 ПГУ суммарной мощностью 100 МВт Шахтинская ГТЭС
• в различных стадиях проектирования или строительства находятся ещё около 10 ПГУ.

По сравнению с Россией в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще.

Альтернативное применение[править | править код]

В компании BMW сделали предположение о возможности использования парогазового цикла в автомобилях. Предлагается использовать выхлопные газы автомобиля для работы небольшой паровой турбины.[15]

Дальнейшее развитие[править | править код]

В развитие идеи ПГУ было предложено использовать газогенератор для получения горючего газа из угля, биомассы и проч.

Примечания[править | править код]

Ссылки[править | править код]

• Переход на парогазовый цикл
• Электростанции на базе парогазовых установок
• Расчет парогазовой установки
• История парогазового цикла в России. Перспективы развития
• «Парогазотурбинная установка» в Большой советской энциклопедии
• Статья П. Андреева “История парогазового цикла в России” из издания “Энергетика и промышленность России”

Литература[править | править код]

• 3ысин В. А., Комбинированные парогазовые установки и циклы, М. – Л.,1962.

Источник

Шубаров Н.С. 1, Уваисова А.Ж. 2

1СГУ имени Шакарима

2Государственный университет имени Шакарима города Семей

Текст работы размещён без изображений и формул.

Полная версия работы доступна во вкладке “Файлы работы” в формате PDF

Паротурбинные установки – это основа современной теплоэнергетики. Работа паротурбинных установок базируется на реализации прямого термодинамического цикла превращения теплоты, которая получена при сгорании топлива, в работу турбины, и далее в электроэнергию. Вода используется в качестве рабочего тела.

На рисунке 1 приведена схема простой паротурбинной установки [1]. Приготовленный в паровом котле ПК перегретый водяной пар поступает к паровой турбине Т с давлением и температурой . В турбине водяной пар адиабатно расширяясь в соплах приобретает кинетическую энергию, которая на рабочих лопатках трансформируется в работу турбинного вала. Вал в свою очередь соединен с электрическим генератором Г, где происходит преобразование механической работы вала в электроэнергию. На выходе из турбины влажный пар имея давление , направляется в конденсатор К. В конденсаторе, влажный пар полностью конденсируется при постоянном давлении, отдавая тепло охлаждающей воде. Образовавшаяся вода адиабатно сжимается в насосе Н до давления и нагнетается в котел. В котле вода при постоянном давлении нагревается горячими газообразными продуктами сгорания до температуры кипения и затем испаряется. После этого получившийся пар снова перегревается до исходной температуры . На этом цикл замыкается, а перегретый пар вновь поступает в турбину, чтобы повторить цикл.

Рисунок 1 – Схема простой паротурбинной установки

Паротурбинные установки широко используют для выработки электроэнергии на электростанциях. Достоинства и недостатки паротурбинных установок представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Преимущества и недостатки паротурбинных установок.

Парогазовыми установками называют установки, в которых преобразование тепловой энергии в механическую работу осуществляется с помощью парогазового цикла. Парогазовый цикл – это частный случай бинарного цикла, в котором роль высокотемпературного цикла играет газотурбинный цикл, а низкотемпературного – паротурбинный.

По способу использования тепловой энергии выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ) парогазовые циклы отличаются большим разнообразием. Самые распространенные утилизационные парогазовые установки. Принцип работы у них следующий: атмосферный воздух, сжатый компрессором К, (рисунок 2) поступает в камеру сгорания КС, где к нему при сжигании топлива подводится теплота , и далее адиабатно расширяется в газовой турбине ГТ, производя работу, которая используется для вращения компрессора и генератора. Уходящие из турбины газы направляются в топку котла-утилизатора КУ с температурой (550÷580) С, что позволяет получать пар в котле-утилизаторе высоких параметров и без дополнительного подвода теплоты. Полученный пар поступает в паровую турбину ПТ, после адиабатного расширения в ней конденсируется в конденсаторе Кн, и конденсат насосом Н снова подается в котел-утилизатор [1].

Рисунок 2 – Схема парогазовой установки с котлом-утилизатором.

Парогазовые установки имеют наибольшие значения КПД среди других тепловых двигателей и поэтому являются одним из более перспективных направлений современной энергетики.

SWOT-анализ – это метод стратегического планирования. Его суть состоит в выявлении факторов внутренней и внешней среды объекта исследования. Сильные стороны (strengths), слабые стороны (weaknesses), возможности (opportunities) и угрозы (threats) – представляет собой комплексный анализ объекта исследования [2].

Опишем сильные и слабые стороны объекта исследования (факторы внутренней среды), а также выявим сопутствующие возможности и угрозы (факторы внешней среды). Сведем результаты анализа в таблицу 2.

Таблица 2 – Матрица SWOT

Список использованных источников

1. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок: учебное пособие для вузов / А.А. Александров. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 158 с.

2. SWOT-анализ. // 2В ЗОНА URL: https://b2bzona.org/b2bzona-2/swot-analysys/swot1

Источник