Реферат: Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27)
Реферат: Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27)
Внедрение парогазовых турбин в энергосистему (ТЭЦ 21 и 27)
Содержание
Введение
1. Внедрение парогазовых турбин в
энергосистему
2. Электрическая часть и эл. схема парогазовых турбин
3. Расчеты по внедрению парогазовых турбин
Заключение
Список используемой литературы
Проблемы отечественной
энергетики часто связывают с выработкой ресурса оборудования, но не менее
важно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новые
установки старого образца принципиально ничего не решит.
Развитие энергетики страны до
настоящего времени шло в основном за счет ввода новых паротурбинных агрегатов,
имеющих более высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Повышение
начальных параметров позволяло совершенствовать термодинамический цикл и
снижать удельный расход топлива.
Коэффициент полезного действия
отечественных электростанций в среднем оценивается в 36%. Более десятой части
электроэнергии и вовсе вырабатывается на установках, кпд которых равен 25% (эффективность,
характерная для 30−х годов прошлого столетия). Между тем в развитых
странах этот показатель в среднем не опускается ниже 45%. Рост эффективности
энергосистем Запада связан с внедрением новых технологий, прежде всего речь
идет об установках парогазового цикла (ПГУ), кпд которых колеблется от 52 до
60%.
Поэтому целью работы является
изучение процессов внедрения парогазовых турбин в энергосистему страны.
Длительная эксплуатация
устаревших тепловых электростанций в маневровом режиме грозит выходом из строя
энергосистемы Украины. Чтобы предотвратить это, необходимо обеспечить работу
ТЭС в условиях, близких к постоянной нагрузке, т.е. использовать для покрытия
дефицита электроэнергии в дневное время какие-то другие источники энергии.
Для этой цели можно использовать
промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневровом
режиме. Газовые турбины являются одной из главных составляющих
топливно-энергетического комплекса многих стран мира. Сегодня более 65% новых
электрогенерирующих мощностей, вводимых в эксплуатацию в мире (базовый и
маневровый режимы), основываются на использовании парогазовых установок (ПГУ) и
газотурбинных тепловых электростанций, превосходящих по многим показателям
традиционные пылеугольные паротурбинные станции.
Газовые турбины нового поколения
имеют высокий коэффициент полезного действия, характеризуются эксплуатационной
надежностью, производятся во всем мире и обеспечены развитой системой
сервисного обслуживания. Они применяются в широком диапазоне мощностей,
используются в дежурном режиме (ожидание), для покрытия пиковых нагрузок, а
также при постоянной нагрузке. В диапазоне мощностей от 60 до 120 МВт около 60%
газовых турбин покрывают пиковые нагрузки, а более 85% сверхмощных газовых
турбин (180 МВт и более) используются для выработки электроэнергии в базовом
режиме[1].
Для современных энергогазотурбинных установок стоимость одного киловатта
установленной мощности составляет 400-700 долл., для парогазовых - до 1000 долл.
В то же время для пылеугольных паротурбинных электростанций (основных ТЭС) его
стоимость уже превысила 1200 долл.
До 2006 года мировое
производство промышленных газовых турбин характеризовалось некоторой
нестабильностью. Рост производства в 1996-м сменился спадом в 1997-м и ростом в
1998-2000 годах. С 2006 года начинается быстрый подъем мирового рынка
энергетического газотурбостроения, что обусловлено выводом на рынок газовых
турбин нового поколения. Прогноз на десятилетний период (2006-2015 годы) выглядит
благоприятным и предсказывает быстрый рост производства промышленных газотурбин
различной мощности.
Общее количество газовых турбин,
которые уже произведены и будут произведены в мире в 2006-2015 годах, превысит
12 тыс. единиц. Больше всего - 1337 штук - планируется произвести в 2011 году (рисунок
1), однако в 2015-м производство газовых турбин снизится до 1206 единиц. Это
объясняется ожидаемым поступлением на рынок новых энерготехнологий - топливных
элементов, ядерных энергетических установок нового поколения, более активным
использованием промышленных и бытовых отходов для производства энергии, а также
существенным расширением использования ветровой и солнечной энергии.
Рисунок 1. Ожидаемое
производство парогазовых турбин до 2015 года.
Несмотря на дефицит природных
энергоносителей, примерно 75% газовых турбин мощностью более 15 МВт будут
использовать в качестве топлива природный газ. Быстрый рост мировых цен на газ
и трудности его доставки в некоторые районы мира даже в сжиженном состоянии
будут способствовать повышению роли угля как источника энергии. Поэтому быстрое
развитие энергетического газотурбостроения будет сопровождаться разработкой и
внедрением новых технологий получения синтетического газа из угля и других
природных энергоносителей.
В связи с широким использованием
газа в качестве топлива экономичность газовых турбин приобретает особую
важность. Этот показатель важен для снижения расхода природного газа на
собственные нужды и уменьшения выбросов в атмосферу диоксида углерода (при
сжигании 1 кг природного газа образуется 1,8 кг СО2), а также вредных оксидов
азота и углерода (NOx, СОх). Достижение высокой экономичности газотурбинных
установок связано, в первую очередь, с величиной температуры продуктов сгорания
после камеры сгорания. Однако при современном уровне развития материаловедения
дальнейшее повышение температуры продуктов сгорания наталкивается на серьезные
трудности[2].
Поэтому в последние годы
интенсивное развитие получили газотурбинные установки, работающие по сложному
термодинамическому циклу. К таким циклам относятся регенеративный цикл (теплообменник-регенератор
на выходе газовой турбины), циклы с промежуточным охлаждением воздуха в
процессе сжатия или с подогревом продуктов сгорания в процессе расширения,
подача пара в проточную часть газовой турбины (технология STIG), подача пара и
утилизация воды в конденсаторе на выходе, бинарный воздушный цикл. Использование
сложных термодинамических циклов позволяет повысить мощность и к. п. д. промышленных
газотурбинных установок без существенного увеличения температуры продуктов
сгорания и за счет этого применять проверенные практикой конструкционные
материалы и газотурбинные технологии. Освоение сложных циклов связано с
усложнением конструкции, увеличением стоимости производства, приводит к
дополнительным сложностям при эксплуатации и техническом обслуживании.
В России, где износ
электростанций составляет около 60%, парогазовую технологию стали внедрять
недавно, что связано с большими капитальными затратами на освоение технологии (около
30 млрд. долл). Согласно проектам реконструкции и нового строительства
энергообъектов в России в 2008-2012 годах запланирован ввод 20 энергоблоков
ПГУ-400 на природном газе на основе газотурбинной установки мощностью 270 МВт.
Первая в современной России
промышленная электростанция, использующая парогазовый цикл, была введена в
строй в 2002 году в ОАО "Северо-Западная ТЭЦ-3" (Санкт-Петербург). В
составе энергетического блока использованы две газотурбинные установки компании
Siemens AG (V94.2), два котла-утилизатора и паровая турбина российского
производства. Следующая ПГУ-450 с двумя газотурбинными установками российского
производства мощностью по 160 МВт, построенными по лицензионному соглашению с
компанией Siemens AG (аналог установки V94.2), введена в эксплуатацию в конце
2005 года в ОАО "Калининградская ТЭЦ-2" (блок №1). Следует также
упомянуть названную выше российско-украинскую ПГУ-325 мощностью 325 МВт,
установленную на Ивановской ГРЭС, парогазовую установку мощностью 220 МВт на
Тюменской ТЭЦ-1 и два энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.
В конце 2006 года были завершены
пусконаладочные работы и проведено комплексное испытание второго блока ПГУ-450
на ОАО "Северо-Западная ТЭЦ-3" с российскими аналогами газовых турбин
компании Siemens AG, а в 2007-м введен в эксплуатацию энергоблок №3 на ТЭЦ-27
ОАО "Мосэнерго". Реализуются проекты парогазовых установок мощностью
450 МВт на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО "Мосэнерго", Южной ТЭЦ-22 (Санкт-Петербург),
где будет использовано оборудование только российского производства.
ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 входят в состав
ОАО "Мосэнерго". Установленная электрическая мощность станций 1340
МВт и 160 МВт соответственно.
Сегодня на ТЭЦ-21 ОАО "Мосэнерго"
началось комплексное опробование нового парогазового энергоблока № 11 ПГУ-450Т
на номинальной нагрузке. Испытания установки продлятся несколько дней. Ввод
новой генерации позволит обеспечить дополнительными объемами электрической и
тепловой энергии Северо-Западный и Центральный округа Москвы, а также город
Химки.
Электрическая мощность вводимой
установки составит 450 МВт, тепловая - 300 Гкал/час. Главное отличие нового
энергоблока от уже действующих на ТЭЦ-21 агрегатов заключается в использовании
парогазового цикла производства электроэнергии. Такая технология позволяет
значительно улучшить рабочие и эксплуатационные характеристики энергоблока по
сравнению с установками, принцип работы которых основан на традиционном паросиловом
цикле. В частности, КПД увеличивается с 38% до 51%, расход топлива сокращается
на 30%. Кроме того, на треть снижается уровень вредных выбросов в атмосферу.
Пуск в промышленную эксплуатацию
энергоблока № 11 ТЭЦ-21 - очередной этап реализации компанией Программы
развития и технического перевооружения. За последний год это уже второй объект
парогазовой генерации, вводимый Мосэнерго в рамках данной программы[3].
Строительство энергоблока № 11
на ТЭЦ-21 началось 16 марта 2006 года. Проектировщиком и генеральным
подрядчиком строительства выступили филиалы ОАО "Мосэнерго" - "Мосэнергопроект"
и "Мосэнергоспецремонт". Турбинное оборудование для энергоблока
произведено концерном "Силовые машины", котельное - Подольским
машиностроительным заводом, трансформаторное - компанией "Электрозавод".
Монтаж газовой турбины ГТЭ-160 и трубопроводов в пределах турбины,
вспомогательного оборудования выполнен Московским филиалом ОАО "Центроэнергомонтаж"[4].
ОАО "Мосэнерго" успешно
провело синхронизацию и включение в сеть двух газовых и паровой турбины
энергоблока № 3 ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 в рамках плановых испытаний.
В настоящий момент на
энергоблоке № 3 ПГУ-450Т ТЭЦ-27 идет подготовка к 72-часовым ходовым
испытаниям, предусматривающим синхронизацию и включение в сеть двух газовых и
паровой турбины. ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 установленной электрической мощностью 450
МВт станет первой парогазовой энергетической установкой и наиболее мощным
энергоблоком в Московской энергосистеме, способным дать свет более чем в 400
тысяч квартир.
В состав энергоблока № 3
ПГУ-450Т на ТЭЦ-27 входят две газовые турбины единичной электрической мощностью
160 МВт и паровая турбина установленной электрической мощностью 130 МВт.
21 октября 2007 года прошли
испытания первой газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
29 октября 2007 года прошли
испытания второй газовой турбины на холостом ходе с частотой 3000 оборотов в
минуту.
1 ноября 2007 года проведены
испытания паровой турбины на холостом ходе.
2 ноября 2007 года в рамках
пусковых испытаний первая газовая и паровая турбины синхронизированы с
энергосистемой и включены в сеть в течение двух часов.
5 ноября 2007 года прошли
испытания второй газовой турбины энергоблока с включением в сеть.
Строительство энергоблока № 3
ПГУ-450Т ТЭЦ-27 началось 22 декабря 2005 года. Ввод запланирован в ноябре 2007
года. В настоящее время на энергоблоке завершаются пуско-наладочные работы. Срок
строительства энергоблока - 22 месяца - является рекордным в российской
энергетике.
Проектировщиком энергоблока № 3
ПГУ-450Т ТЭЦ-27 является институт "Мосэнергопроект" - филиал ОАО
"Мосэнерго". Генеральный подрядчик - "Мосэнергоспецремонт" -
филиал ОАО "Мосэнерго".
В настоящее время ОАО "Мосэнерго"
ведет строительство современных парогазовых энергоблоков общей электрической
мощностью более 2000 МВт на системообразующих электростанциях, расположенных в
кольце 220 кВ (ТЭЦ-21, ТЭЦ-26 и ТЭЦ-27), а также на электростанциях,
обеспечивающих энергоснабжение центра Москвы (ТЭЦ-9. ТЭЦ-12).
Парогазовая установка - электрогенерирующая
станция, служащая для производства тепло - и электроэнергии. Отличается от
паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД[5].
Парогазовая установка состоит из
двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной
установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом
может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут,
солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет
вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину,
продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины
все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины 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 градусов по Цельсию позволяет
получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) [6].
Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют
парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном
валу, в этом случае устанавливается только один генератор.
ТЭЦ - вид электростанций
предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов
электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они
отличаются от последних использованием тепла "отработавшего" в
турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления,
кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения[7].
При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается
значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой
электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ
получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением
тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей
электроэнергии.
Особенности технологической
схемы ТЭЦ показаны на рисунке 1.0 (приложение 1). Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для
КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного
контура и способе выдачи электроэнергии.
Рисунок 1. Схема ПГТ: ГТУ -
газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ -
пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый
подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее давление; НД -
низкое давление; ПН - питательный насос; РН - насос рециркуляции; Д - деаэратор;
ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр
среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; К - конденсатор; СП -
сетевой подогреватель.
Специфика электрической части
ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических
нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть
непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции
создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток
мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении[8].
Существенной особенностью ТЭЦ
является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с
электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет
больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
Размещение ТЭЦ преимущественно в
крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в
сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так,
для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в
первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.
Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных
ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у
которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного
распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ
предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала
(рис.1.1) (приложение 2).
Основным преимуществом новых
технологий с использованием парогазовых турбин является то, что экономический
эффект достигается без снижения надежности и маневренности турбоустановок. По
техническим условиям завода-изготовителя допускается дополнительный отбор пара
в количестве до 50 т/ч из пятого отбора на ПНД-3 сверх отбора на этот
подогреватель без снижения надежности работы проточной части турбины.
Эффективным и наименее затратным
способом, позволяющим обеспечить экономичный подогрев потоков подпиточной воды
теплосети и добавочной питательной воды котлов, является непосредственное
использование для этой цели регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД)
[9].
Оценка тепловой экономичности
разработанных технологий проведена по величине удельной выработки
электроэнергии на тепловом потреблении  ,
кВт×ч/м3, получаемой
за счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды:
 , (1)
где  -
расход обрабатываемой воды, м3/ч;  -
мощность, затрачиваемая на привод насосов, перекачивающих воду или конденсат в
схемах ВПУ, кВт,
 ,
(2)
где  -
давление, создаваемое насосом, МПа;  -
расход учитываемого потока, кг/с;  - КПД
насоса;
 -
сумма мощностей, развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловом
потреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей, кВт,
 , (3)
где  ,  -
расход, кг/с, и энтальпия, кДж/кг, пара, используемого в качестве греющего
агента на i-м участке схемы;  -
энтальпия свежего пара, кДж/кг;  -
электромеханический КПД турбогенератора;
 -
мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на
условный эквивалентный регенеративный подогреватель, кВт,
 , (4)
где  - расход пара на
регенерацию, кг/с;  - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора,
кДж/кг;  -
энтальпия j-го отбора, перед которым конденсат греющего
пара смешивается с основным конденсатом турбины, кДж/кг.
Так, удельная выработка
электроэнергии на тепловом потреблении:
  , (5)
где  -
энтальпия деаэрированной воды после вакуумного деаэратора, кДж/кг;  - энтальпия воды после
химического умягчения, кДж/кг;  - энтальпия
греющего агента, подаваемого в вакуумный деаэратор, кДж/кг;  - энтальпия сетевой воды,
подогреваемой в подогревателе греющего агента, кДж/кг;  - энтальпия пара
регенеративного отбора, кДж/кг;  - энтальпия
конденсата греющего пара после подогревателя греющего агента, кДж/кг;  - КПД подогревателя
греющего агента.
Для сравнения разработанных
решений, основанных на применении парогазовой турбине, использована
относительная безразмерная величина, показывающая во сколько раз удельная
выработка электроэнергии за счет пара  превышает
значение  , вырабатываемой паром
производственного отбора. Введение данного показателя позволяет оценивать
экономичность технологий различного назначения и соответственно с неодинаковыми
температурными режимами. Так, на рис.2 представлена диаграмма относительной
экономичности новых технологий с использованием парогазовой турбины[10].
Из диаграммы видно, что все разработанные технологии с применением парогазовой
турбины по энергетической эффективности значительно превосходят типовые
решения, предусматривающие подогрев теплоносителей паром производственного
отбора.
Рис.2. Относительная величина
удельной выработки электроэнергии для новых технологий с использованием парогазовой
турбины
Результаты оценки энергетической
эффективности новой технологии, предусматривающей использование ПНД парогазовой
турбины в качестве подогревателя исходной подпиточной или добавочной
питательной воды перед ВПУ, представлены на рис. 3.
Рис. 3. Удельная выработка
электроэнергии для технологий подогрева исходной воды перед ВПУ:
1 – пар отопительного отбора
турбины;
2 – пар производственного отбора;
3 – пар регенеративного отбора
Из диаграммы видно, что
использование низкопотенциальных регенеративных отборов пара турбин ТЭЦ для
подогрева теплоносителей ВПУ существенно повышает экономичность ТЭЦ даже в
сравнении с достаточно эффективным способом с использованием в качестве греющей
среды регулируемого парогазовых турбин.
Экономия условного топлива
ΔВ, определяется с помощью разности Δνтф, (кВт·ч) /м3:
 ,
(6)
где  -
удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии,
кг/ (кВт. ч);  -
удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии,
кг/ (кВт. ч);  - общий
расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме, м3.
При расчете энергетической
эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты топлива
на выработку в котле дополнительного расхода пара Вдоп, т/год, при
повышении νтф
 , (7)
где  -
разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева
воды на одну и ту же величину, т/год;  ,
 - энтальпии свежего пара и
питательной воды, кДж/кг;  -
теплота сгорания условного топлива, кДж/кг;  -
КПД парового котла.
Применение на ТЭЦ решения,
показанного на рис.1, позволяет ежегодно экономить более 3000 тонн условного
топлива в расчете на ВПУ производительностью 2000 м3/ч.
По приведенной методике были
произведены расчеты технико-экономических показателей для блока парогазовой
турбины 21 ТЭЦ. Расчеты проводились для двух вариантов: 1 котел и ПУ работают
на природном газе; 2 котел работает на мазуте, ПУ на природном газе. Для обоих
вариантов принималось 5000 часов использования установленной мощности в год. Экономия
котельного топлива, составила: B< = 0.819 кг/с=14.74 тыс. т/год (5000 ч/год),
стоимость которого 14.74-103х120=1.769 млн. долл. /год. Общий КИТ
блока около 90%. Затраты на топливо составила 33 и 25% от общих годовых затрат,
а зарплата - 2.5-2.8%. Без учета налога прибыль составила 2.812 и 3.120 млн. долл.,
срок окупаемости 2.85 и 2.56 лет и рентабельность 25.83 и 29.48%.
С учетом налога на прибыль 30%: прибыль
1.97 и 2.18 млн. долл., срок окупаемости - 4.06 и 3.66 лет и рентабельность 16.88
и 18.96%.
Полученные данные говорят о
высокой эффективности внедрения работы ПГТ.
Основным видом топлива для парогазовых
установок всех типов является природный газ. В качестве резервного топлива в
сравнительно небольших объема может использоваться дизельное и газотурбинное
жидкое топливо. К настоящему времени в России открыто более 700 газовых газоконденсационных
и газонефтяных месторождений, из которых разработку вовлечено около 300,
подготовлено к промышленному освоению 60 и в стадии разведки находится более
200 месторождений.
В заключение работы необходимо
обратить внимание на то, что наибольшее внимание следует обратить на внедрение
парогазовых установок. Для России наибольший интерес представляют парогазовые
установки с котлами, сжигающими уголь в кипящем слое под давлением. Эта
технология, внедренная на энергоблоках 80-350 МВт в Швеции, Японии и других
странах, показала высокую надежность, обеспечила хорошие экономические и
экологические показатели. Расчетный КПД энергоблоков с котлами КСД составляет
42%. Одно из преимуществ этих установок - малые габариты - дает возможность
установки их в существующих помещениях ТЭС взамен демонтируемого старого
оборудования и тем самым проведения реконструкции на новой технической базе.
Сжигание природного газа на ТЭС
в будущем должно происходить только на установках с современными технологиями
использования топлива, например в парогазовых установках, газомазутных котлах с
газотурбинными надстройками.
Парогазовые установки (в
англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно
новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип
работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство
состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ
вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания
природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся
в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор
турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом, газотурбинном, цикле
кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую
температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там
они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80
атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще
один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20%
энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%.
1.
Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.:
СПбГТУ, 2008 г., 317 с.
2.
Замалеев М.М. Резервы повышения эффективности использования
регенеративных отборов турбин ТЭЦ/М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика.
- 2008. - № 4. - С.64-67.
3.
Мастепанов А.М., Коган Ю.М. Повышение эффективности использования
энергии, М.: Феникс, 2009 г., 211 с.
4.
Рысаков С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России // Энергосистема, № 7, 2009 г., С.11-16
5.
Цанаев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые
установки тепловых электростанций, М.: МЭИ, 2009 г., 581 с.
[1] Цанаев
С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых
электростанций, М.: МЭИ, 2009 г., 581 с.
[2] Мастепанов
А. М., Коган Ю. М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс,
2009 г., 211 с.
[3] Замалеев
М.М. Резервы повышения эффективности использования регенеративных отборов
турбин ТЭЦ / М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика. - 2008. - № 4. -
С. 64-67.
[4] Замалеев
М.М. Резервы повышения эффективности использования регенеративных отборов
турбин ТЭЦ / М.М. Замалеев, В.И. Шарапов // Теплоэнергетика. - 2008. - № 4. -
С. 64-67.
[5] Мастепанов
А. М., Коган Ю. М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс,
2009 г., 211 с.
[6] Цанаев
С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых
электростанций, М.: МЭИ, 2009 г., 581 с.
[7] Безлепкин
В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: СПбГТУ, 2008
г., 317 с.
[8] Мастепанов
А. М., Коган Ю. М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс,
2009 г., 211 с.
[9] Мастепанов
А. М., Коган Ю. М. Повышение эффективности использования энергии, М.: Феникс,
2009 г., 211 с.
[10] Рысаков
С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России // Энергосистема, № 7, 2009 г., С.11-16
|
