Подходят к концу работы по модернизации на территории Кировской ТЭЦ-3 с применением ПГУ (парогазовой установки). Станция обеспечивает тепловой энергией (отопление и горячая вода) город Кирово-Чепецк и электроэнергией потребителей Кировской области. Электростанция начала свою работу в 1942 году и до ввода в эксплуатацию нового энергетического оборудования установленная электрическая мощность станции составляла 160 МВт, а тепловая - 813 Гкал/ч. На энергетических котлах станции сжигаются - природный газ, мазут, кузнецкий уголь. Применение ПГУ позволит увеличить электрическую и тепловую мощность станции более чем в два раза - до 390 МВт.
Строительство ПГУ 230 МВт на Кировской ТЭЦ-3 началось 29 февраля 2012 года. Энергетиками КЭС-Холдинга за короткое время была проделана огромная работа и уже на лето 2014 года намечено проведение торжественного пуска.
Электрическая мощность парогазовой установки - 230 МВт, тепловая - 136 Гкал/ч. Вводимая парогазовая установка - самое экономичное и экологичное генерирующие оборудование в Кировской области. Отличительная особенность станции - использование первой в регионе градирни вентиляторного типа. Стоимость проекта составила 10,3 млрд.руб.
На сегодняшний день применение парогазовой технологии - оптимальное решение для традиционной тепловой энергетики. Блоки этого типа имеют оптимальные параметры по стоимости единицы установленной мощности и экономической эффективности. За счет повторного использования энергии сгорания газа, их КПД существенно выше традиционных паросиловых блоков. Так, суммарная мощность построенного блока равна 230 мегаваттам. Вся старая часть Кировской ТЭЦ-3 имеет максимальную мощность 149 мегаватт. При этом КПД ПГУ - 52% против 30% на старом блоке. Еще одна особенность ПГУ - это низкий уровень выбросов вредных веществ в атмосферу. Наконец, парогазовый блок имеет существенно меньший строительный цикл в сравнении с традиционными паросиловыми блоками.
Дорога на ПГУ проходит мимо открытого распределительного устройства. Вот где весь Чепецкий асфальт!
Картина маслом "2,5 трубы на ТЭЦ-3".
Труба выведена из эксплуатации и находится в процессе демонтажа.
Новое распределительное устройство.
Новенькие трансформаторы отделены друг от друга огнезащитными перегородками.
Оборудование ОРУ (выключатели, трансформаторы тока и напряжения, разъединители).
Фото с крыши здания РЩУ (Релейный Щит Управления).
Эстакада токопроводов в районе открытой установки трансформаторов.
Новое и старое.
Корпус ТЭЦ-3 - из кирпича, все последующие ТЭЦ построены с применением бетона и ЖБИ.
Теперь пройдемся по этапам получения энергии.
Топливо для ПГУ (газ) подается сначала на пункт подготовки газа, а потом по эстакаде попадает в турбину.
Сверху к газовой турбине подводится очищенный воздух от комплексного очистительного устройства. При этом требования к чистоте воздуха такие, что внутрь воздуховода персонал может войти только в халатах и без обуви. Этот воздух после специальной обработки намного чище того которым мы дышим.
Конструкция внутри здания по размерам сопоставима с двумя грузовыми Ж/Д-вагонами.
Идут работы по монтажу коммуникаций.
Принцип работы этой турбины аналогичен работе двигателя авиалайнера. Воздух очищается, сжимается в компрессоре, затем к нему подводится природный газ. Газы, образующиеся при его сжигании, вращают турбину, а она, в свою очередь, генератор.
Чтобы снизить вибрацию, турбину установили на специальные пружины.
Полученное электричество по токопроводам поступает на трансорматоры.
Далее, продукты сгорания попадают в котел утилизатор. Он также изготовлен отечественной фирмой ОАО «ЭМАльянс». Этот уникальный котлоагрегат спроектирован специально для этого объекта и не имеет аналогов. Его высота составляет 30 метров, он имеет два контура, в которых вырабатывается пар низкого и высокого давления.
Коммуникации наверху.
Труба дымоудаления.
Пар из котла утилизатора вращает паровую турбину Т-63 с генератором мощностью 80 мегаватт. Она изготовлена на Урале специально для этого проекта и предназначена для работы только в составе парогазового блока. В эту турбину вложены последние передовые разработки отечественного турбостроения.
Установкой на фундамент статора турбогенератора (самого тяжелого элемента паровой турбины весом 105 тонн) занимались голландские специалисты фирмы «ALE Heavylift LLC». Они смонтировали специальную такелажную систему и с помощью особых домкратов и сверхпрочных тросов статор в течение нескольких часов поднимали на высоту 20 метров и устанавливали на фундаменте.
Для обслуживания всего оборудования собран мостовой кран.
Баки запаса конденсата.
Главный щит управления.
В помещении сборок задвижек также начали установку оборудования и раскладку кабелей АСУ ТП котельного отделения. Выполнены работы по монтажу конструкций под кабели, идет монтаж кабельных коробов, продолжается прокладка силовых кабелей, подключение оборудования.
ПГУ Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию. [ГОСТ 26691 85] парогазовая установка Устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева,… …
Парогазовая установка - устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева, генерирующие и перегревающие пар для работы паровой турбины за счет сжигания органического топлива и утилизации теплоты продуктов сгорания, используемых в газовой турбине в… … Официальная терминология
Парогазовая установка - ГТУ 15. Парогазовая установка Установка, предназначенная для одновременного преобразования энергии двух рабочих тел пара и газа, в механическую энергию Источник: ГОСТ 26691 85: Теплоэнергетика. Термины и определения оригинал документа 3.13 парог … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
парогазовая установка с внутрицикловой газификацией биомассы - (в зависимости от используемой технологии газификации КПД достигает 36 45 %) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN biomass integrated gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ-ВГУ) - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN coal gasification power plantintegrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на воздушном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN air blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с внутрицикловой газификацией угля на кислородном дутье - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN oxygen blown integrated coal gasification combined cycle plant … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с дожиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN combined cycle plant with supplemenary firing … Справочник технического переводчика
парогазовая установка с дополнительным сжиганием топлива - — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN supplementary fired combined cycle plant … Справочник технического переводчика
Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом отечественных ПГУ является природный газ, однако им может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей часть своей энергии и далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где вырабатывается поступающий на паровую турбину водяной пар.
Сооружение установок комбинированного цикла (или ПГУ) является в последнее время основной тенденцией развития мировой и отечественной теплоэнергетики. Сочетание циклов на базе ГТУ, т.е. газотурбинной установки, и паротурбинной установки (циклов Брайтона и Ренкина соответственно) обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности электростанции, при этом около двух третей её мощности приходится на ГТУ. Пар, выработанный за счет тепла отработанных газов ГТУ, как уже отмечалось, приводит в действие паровую турбину.
Общее представление о котлах-утилизаторах в схеме ПГУ можно получить на основе краткого описания КУ типа HRSG:
Котел-утилизатор типа HRSG в составе блока ПГУ предназначен для получения перегретого пара высокого, среднего и низкого давлений за счет использования тепла горячих выхлопных газов ГТУ.
Котел-утилизатор HRSG – вертикального типа, барабанный, с естественной циркуляцией в испарительных контурах высокого, среднего и низкого давлений, с собственным несущим каркасом.
Конструкция котла-утилизатора обеспечивает возможность проведения предпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок пароводяного тракта, а также консервации внутренних поверхностей котла при остановах.
По пароводяному тракту гидравлическая схема котла-утилизатора состоит из трёх самостоятельных контуров с различным уровнем давлений:
тракт низкого давления;
тракт среднего давления;
тракт высокого давления.
Поверхности нагрева труб (испарители, пароперегреватели и т.п.) этого котла располагаются горизонтально. Все они имеют змеевиковую конструкцию трубных систем, которые объединяются коллекторами и с помощью отводящей системы трубопроводов, подсоединяются к барабану-сепаратору. При таком исполнении термические напряжения при изменениях нагрузки и пусках существенно ниже, трубные пакеты могут свободно расширяться, что сводит к минимуму риск защемления, приводящего к разрушению труб.
Трубки теплообменников секций ВД, СД и НД изготовлены со сплошным оребрением с учетом конвективного характера теплообмена между горячими газами из ГТУ и поверхностями теплообмена. Оребрение выполнено из углеродистой стали диаметром 62-68 мм и толщиной 1 мм.
Система очистки пара от капель котловой воды упрощенная, в ней отсутствуют внутрибарабанные циклоны, как это предусматривается на обычных паровых котлах. Имеются линии периодической продувки из барабанов, однако не предусмотрены специальные линии периодической продувки испарителей из нижних точек, где эти линии более актуальны в отношении вывода из котла накопившихся шламовых образований.
Из барабана насыщенный пар поступает в пароперегреватель высокого давления.
Котел – утилизатор HRSG работает на отходящих газах газовой турбины блока. По ходу движения дымовых газов поверхности нагрева котла расположены в следующей последовательности:
выходная ступень пароперегревателя ВД;
выходная ступень промперегрева;
вторая часть входной ступени пароперегревателя ВД;
входная ступень промперегрева;
первая часть входной ступени пароперегревателя ВД;
испаритель ВД;
экономайзер ВД вторая ступень;
пароперегреватель СД;
пароперегреватель НД;
экономайзер ВД первая ступень;
испаритель СД;
экономайзер СД выходная часть первой ступени / экономайзер ВД выходная часть первой ступени;
испаритель НД;
экономайзер СД входная часть первой ступени / экономайзер ВД входная часть первой ступени;
подогреватель конденсата (экономайзер НД).
В выхлопной части котла установлен глушитель и заслонка, предотвращающая попадания осадков в котел во время его стоянки.
Более подробные сведения по этому котлу-утилизатору можно найти в нашем примере "
К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относятся электростанции, которые вырабатывают и отпускают потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию. При этом в качестве теплоносителей служат пар из промежуточных отборов турбины, частично уже использованный в первых ступенях расширения турбины для выработки электроэнергии, а также горячая вода с температурой 100-150° С, нагреваемая отбираемым из турбины паром. Пар из парового котла поступает по паропроводу в турбину где он расширяется до давления в конденсаторе и потенциальная энергия его преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора. Часть пара после нескольких ступеней расширения отбирается из турбины и направляется по паропроводу потребителю пара. Место отбора пара, а значит, и его параметры устанавливаются с учетом требований потребителя. Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электроэнергии и производству и отпуску теплоэнергии.
Газотурбинные установки (ГТУ) состоят из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины. Воздух из атмосферы поступает в компрессор, приводимый в действие пусковым двигателем, и сжимается. Далее под давлением его подают в камеру сгорания, куда одновременно подводится топливным насосом жидкое или газообразное топливо. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750-770° С), в камеру сгорания подают в 3,5-4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива. В камере сгорания он разделяется на два потока: один поток поступает внутрь жаровой трубы и обеспечивает полное сгорание топлива, а второй обтекает жаровую трубу снаружи и, подмешиваясь к продуктам сгорания, снижает их температуру. После камеры сгорания газы поступают в газовую турбину, находящуюся на одном валу с компрессором и генератором. Там они, расширяясь (примерно до атмосферного давления), совершают работу, вращая вал турбины, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и в настоящее время КПД около 30%.
Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД по сравнению с отдельно взятыми ПТУ и ГТУ. Кроме того, при таком объединении достигается ряд конструктивных преимуществ, приводящих к удешевлению установки. Распространение получили два типа ПГУ: с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла. Высоконапорный котел работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из котла с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину, на одном валу с которой находятся компрессор и генератор. Компрессор нагнетает воздух в топочную камеру котла. Пар из высоконапорного котла направляется к конденсационной турбине, на одном валу с которой находится генератор. Отработавший в турбине пар переходит в конденсатор и после конденсации насосом подается снова в котел. Выхлопные газы турбины подводятся к экономайзеру для подогрева питательной воды котла. В такой схеме не требуется дымосос для удаления отходящих газов высоконапорного котла, функцию дутьевого насоса выполняет компрессор. КПД установки в целом достигает 42-43%. В другой схеме парогазовой установки осуществляется использование теплоты отработавших газов турбины в котле. Возможность сброса отработавших газов турбины в топочную камеру котла основывается на том, что в камере сгорания ГТУ топливо (газ) сжигают с большим избытком воздуха и содержание кислорода в выхлопных газах (16-18%) является достаточным для сжигания основной массы топлива.
29. АЭС: устройство, типы реакторов, параметры, режимные характеристики.
АЭС относятся к тепловым ЭС, т.к. в их устройстве есть тепловыделители, теплоноситель и генератор эл. тока – турбина.
АЭС могут быть конденсационными, теплофикационными (АТЭЦ), атомные станции теплоснабжения (АСТ).
Ядерные реакторы классифицируются по различным признакам:
1. по уровню энергии нейтронов:
На тепловых нейтронах
На быстрых нейтронах
2. по виду замедлителя нейтронов: водными, тяжеловодными, графитовыми.
3. по виду теплоносителя: водными, тяжеловодными, газовыми, жидко металлическими
4. по числу контуров: одно-, двух-, трех- контурные
В современных реакторах для деления ядер исходного топлива используются в основном тепловые нейтроны. Все они имеют прежде всего так называемую активную зону , в которую загружается ядерное топливо, содержащее уран 235 замедлитель (обычно графит или вода). Для сокращения утечки нейтронов из активной зоны последнюю окружают отражателем, выполненным обычно из того же материала, что и замедлитель.
За отражателем снаружи реактора размещается бетонная защита от радиоактивных излучений. Загрузка реактора ядерным топливом обычно значительно превышает критическую. Чтобы по мере выгорания топлива непрерывно поддерживать реактор в критическом состоянии, в активную зону вводят сильный поглотитель нейтронов в виде стержней из карбамида бора. Такие стержни называютрегулирующими или компенсирующими. В процессе деления ядра выделяется большое количество теплоты, которая отводиться теплоносителем в теплообменник парогенератора , где она превращается в рабочее тело – пар. Пар поступает в турбину и вращает ее ротор, вал которого соединен с валом генератора . Отработавший в турбине пар попадает в конденсатор , после которого сконденсированная вода вновь идет в теплообменник, и цикл повторяется.
Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?
Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности своей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.
Отмена государственного регулирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высокорентабельные электростанции смогут обеспечить дополнительные капиталовложения в осуществление новых проектов.
Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факторов. Одними из наиболее важных критериев в реализации проекта являются его экономическая выгодность и безопасность.
Анализ существующего рынка энергетических установок показывает значительную потребность в недорогих, надежных в эксплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.
Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.
Анализ энергетики России, выполненный рядом академических институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3-4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).
Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Проблему технического перевооружения всех типов существующих электростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500-800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.
Читайте также: Технические особенности при выборе парогазовой установки для ТЭЦ
Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей нагрева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.
Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используются возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются современные средства автоматизированных систем нового оборудования, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.
Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнергетики. Средний уровень коэффициента полезного действия энергоустановок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полтора-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. Поэтому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдельные узлы электростанций были на современном мировом уровне.
Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конструкторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электростанций с коэффициентом полезного действия до 54-60 %.
Экономические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.
На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различными в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотношения тепловых и электрических нагрузок.
Читайте также: Планы внедрения парогазовых электростанций в России
В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснабжения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также значительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций
Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоящее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50-120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандидатами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60-150 МВт.
Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в нашей стране идет крайне медленно. Главная причина - инвестиционные трудности, связанные с необходимостью достаточно крупных финансовых вложений в минимально возможные сроки.
Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштабной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно принять ГТУ нового поколения.
Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть бинарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она достигла уровня стандартных в энергетике 535-565 °С. Давление свежего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влажность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.
Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и пароводяной средой и лучшим образом с меньшими термодинамическими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ газов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турбины. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.
Читайте также: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы ПГУ
С повышением температуры газов на входе в турбину и выходе из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.
Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин должен решаться с учетом не только термодинамического совершенства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвестиционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов - важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.
(Visited 3 318 times, 4 visits today)
