Rolnictwo 

Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym składa się z: Schemat ideowy instalacji gazowych z cyklem kombinowanym. Rekonstrukcja elektrowni jest łatwiejsza i tańsza

Do elektrowni cieplnych(CHP) obejmują elektrownie, które wytwarzają i dostarczają odbiorcom nie tylko energię elektryczną, ale także energię cieplną. Czynnikami chłodzącymi w tym przypadku jest para z pośrednich wyciągów turbiny, częściowo wykorzystana już w pierwszych etapach rozbudowy turbiny do wytwarzania energii elektrycznej, a także gorąca woda o temperaturze 100-150°C, podgrzewana pobraną parą z turbiny. Para z kotła parowego wchodzi do turbiny przewodem parowym, gdzie rozpręża się do ciśnienia w skraplaczu, a jej energia potencjalna zamieniana jest na mechaniczną pracę obrotową wirnika turbiny i połączonego z nim wirnika generatora. Po kilku etapach rozprężania część pary jest pobierana z turbiny i przesyłana rurociągiem parowym do odbiornika pary. Miejsce poboru pary, a co za tym idzie jej parametry, ustalane są z uwzględnieniem wymagań odbiorcy. Ponieważ ciepło w elektrowni cieplnej jest wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej i cieplnej, efektywność elektrowni cieplnych różni się w zakresie produkcji i dostarczania energii elektrycznej oraz wytwarzania i dostarczania energii cieplnej.

Zespoły turbin gazowych(GTU) składają się z trzech głównych elementów: sprężarki powietrza, komory spalania i turbiny gazowej. Powietrze z atmosfery dostaje się do sprężarki napędzanej silnikiem rozrusznika i jest sprężane. Następnie jest podawany pod ciśnieniem do komory spalania, gdzie pompa paliwowa dostarcza jednocześnie paliwo ciekłe lub gazowe. Aby obniżyć temperaturę gazu do akceptowalnego poziomu (750-770°C), do komory spalania dostarcza się 3,5-4,5 razy więcej powietrza niż potrzeba do spalania paliwa. W komorze spalania dzieli się na dwa strumienie: jeden wpływa do płomienicy i zapewnia całkowite spalenie paliwa, drugi opływa płomienicę od zewnątrz i mieszając się z produktami spalania, obniża ich temperaturę. Za komorą spalania gazy trafiają do turbiny gazowej, która znajduje się na tym samym wale, co sprężarka i generator. Tam rozszerzają się (do ciśnienia w przybliżeniu atmosferycznego), wykonują pracę poprzez obrót wału turbiny, a następnie są wyrzucane przez komin. Moc turbiny gazowej jest znacznie mniejsza od mocy turbiny parowej i obecnie jej sprawność wynosi około 30%.

Instalacje pracujące w cyklu kombinowanym(CCG) to połączenie jednostek turbiny parowej (STU) i turbiny gazowej (GTU). Takie połączenie pozwala na ograniczenie strat ciepła odpadowego z turbin gazowych lub ciepła ze spalin z kotłów parowych, co zapewnia wzrost sprawności w porównaniu do pojedynczych STU i GTU. Ponadto przy takim połączeniu uzyskuje się szereg zalet konstrukcyjnych, co prowadzi do tańszego montażu. Rozpowszechniły się dwa typy jednostek CCGT: z kotłami wysokociśnieniowymi i z odprowadzaniem gazów spalinowych z turbiny do komory spalania konwencjonalnego kotła. Kocioł wysokociśnieniowy zasilany jest gazem lub oczyszczonym paliwem płynnym. Spaliny opuszczające kocioł wraz z wysoka temperatura i nadciśnienie są przesyłane do turbiny gazowej, na tym samym wale, na którym znajduje się sprężarka i generator. Sprężarka wtłacza powietrze do komory spalania kotła. Para z kotła wysokociśnieniowego kierowana jest do turbiny kondensacyjnej, na tym samym wale, na którym znajduje się generator. Para wydobywająca się z turbiny przechodzi do skraplacza i po skropleniu jest dostarczana z powrotem do kotła za pomocą pompy. Gazy spalinowe z turbiny kierowane są do ekonomizera w celu podgrzania wody zasilającej kocioł. W tym schemacie oddymiacz nie jest wymagany do usuwania gazów spalinowych z kotła wysokociśnieniowego; funkcję pompy dmuchawy pełni sprężarka. Sprawność instalacji jako całości sięga 42-43%. W innym schemacie instalacji z cyklem kombinowanym ciepło gazów spalinowych z turbiny wykorzystywane jest w kotle. Możliwość odprowadzania spalin turbinowych do komory spalania kotła polega na tym, że w komorze spalania zespołu turbiny gazowej spalane jest paliwo (gaz) przy dużym nadmiarze powietrza i zawartości tlenu w spalinach (16-18%) wystarczy do spalenia większości paliwa.



29. EJ: budowa, rodzaje reaktorów, parametry, charakterystyka eksploatacyjna.

Elektrownie jądrowe zaliczane są do elektrowni cieplnych, ponieważ ich urządzenie zawiera generatory ciepła, chłodziwo i generator elektryczny. prąd - turbina.

Elektrownie jądrowe mogą obejmować elektrownie kondensacyjne, elektrociepłownie (CHP), elektrownie jądrowe (HSP).

Reaktor nuklearny sklasyfikowane według różnych kryteriów:

1. według poziomu energii neutronów:

O neutronach termicznych

NA szybkie neutrony

2. według rodzaju moderatora neutronów: woda, ciężka woda, grafit.

3. według rodzaju chłodziwa: woda, ciężka woda, gaz, ciekły metal

4. według liczby obwodów: jedno-, dwu-, trzyobwodowe

W nowoczesnych reaktorach neutrony termiczne wykorzystuje się głównie do rozszczepienia jąder paliwa źródłowego. Wszystkie posiadają przede wszystkim tzw rdzeń, do którego ładowane jest paliwo jądrowe zawierające uran 235 moderator(zwykle grafit lub woda). Aby ograniczyć wyciek neutronów z rdzenia, ten ostatni jest otoczony reflektor , zwykle wykonane z tego samego materiału co moderator.

Za reflektorem na zewnątrz reaktora znajduje się zabezpieczenie betonu od promieniowania radioaktywnego. Obciążenie reaktora paliwem jądrowym zwykle znacznie przekracza obciążenie krytyczne. Aby w sposób ciągły utrzymać reaktor w stanie krytycznym w miarę wypalania się paliwa, do rdzenia wprowadza się silny absorber neutronów w postaci prętów borowo-mocznikowych. Taki pręty zwany regulujący lub kompensacyjne. Podczas rozszczepienia jądrowego jest uwalniany duża liczba ciepło, które jest usuwane płyn chłodzący do wymiennika ciepła generator pary, gdzie zamienia się w płyn roboczy - parę. Wchodzi para turbina i obraca swój wirnik, którego wał jest połączony z wałem generator. Dopływa para wyczerpana w turbinie kondensator, po czym skroplona woda ponownie trafia do wymiennika ciepła i cykl się powtarza.

Jak działa elektrownia cieplna? Jednostki kogeneracyjne. Urządzenia CHP. Zasady działania elektrowni cieplnych. PGU-450.

Witam drogie panie i panowie!

Kiedy studiowałem w Moskiewskim Instytucie Energetycznym, brakowało mi praktyki. W instytucie zajmujesz się głównie „kawałkami papieru”, ale ja raczej chciałem zobaczyć „kawałki żelaza”. Często trudno było zrozumieć, jak działa konkretna jednostka, nie widząc jej wcześniej. Szkice oferowane studentom nie zawsze pozwalają im zrozumieć pełny obraz, a niewielu jest w stanie wyobrazić sobie prawdziwy projekt na przykład turbiny parowej, patrząc jedynie na zdjęcia w książce.

Strona ta ma za zadanie wypełnić istniejącą lukę i dostarczyć wszystkim zainteresowanym, choć niezbyt szczegółowej, ale przynajmniej wizualnej informacji o tym, jak urządzenia Elektrociepłowni (CHP) działają „od środka”. W artykule omówiono całkiem nowy dla Rosji typ bloku energetycznego PGU-450, który w swojej pracy wykorzystuje obieg mieszany - para-gaz (większość elektrociepłowni wykorzystuje obecnie wyłącznie obieg parowy).

Zaletą tej strony jest to, że prezentowane na niej zdjęcia zostały wykonane w czasie budowy bloku energetycznego, co umożliwiło sfotografowanie urządzenia niektórych wyposażenie technologiczne w formie zdemontowanej. Moim zdaniem ta strona będzie najbardziej przydatna dla studentów specjalności energetyczne- zrozumienia istoty studiowanych zagadnień, a także dla nauczycieli - wykorzystania poszczególnych fotografii jako materiału dydaktycznego.

Źródłem energii do pracy tego bloku energetycznego jest gaz ziemny. Podczas spalania gazu uwalniana jest energia cieplna, która następnie wykorzystywana jest do zasilania wszystkich urządzeń w bloku napędowym.

Łącznie w obwodzie bloku energetycznego pracują trzy maszyny energetyczne: dwie turbiny gazowe i jedna parowa. Każda z trzech maszyn została zaprojektowana na nominalną moc elektryczną 150 MW.

Turbiny gazowe działają w sposób podobny do silników odrzutowych.

Turbiny gazowe do działania wymagają dwóch elementów: gazu i powietrza. Powietrze z ulicy napływa przez czerpnie. Wloty powietrza są osłonięte kratkami, które chronią instalację turbiny gazowej przed ptakami i wszelkimi zanieczyszczeniami. Posiadają również zainstalowany system przeciwoblodzeniowy, który zapobiega zamarzaniu lodu w okresie zimowym.

Powietrze dostaje się do wlotu sprężarki turbiny gazowej (typu osiowego). Następnie w postaci sprężonej wchodzi do komór spalania, gdzie oprócz powietrza dostarczany jest gaz ziemny. W sumie każdy zespół turbiny gazowej ma dwie komory spalania. Znajdują się po bokach. Na pierwszym zdjęciu poniżej kanał powietrza nie jest jeszcze zamontowany, a lewa komora spalania jest oklejona folią celofanową, na drugim zamontowano już platformę wokół komór spalania i zamontowano generator prądu:

Każda komora spalania posiada 8 palników gazowych:

W komorach spalania następuje proces spalania mieszaniny gazowo-powietrznej i wydzielanie energii cieplnej. Tak wyglądają komory spalania „od środka” – czyli tam, gdzie płomień stale płonie. Ściany komór wyłożone są wykładziną ognioodporną:

W dolnej części komory spalania znajduje się niewielkie okienko podglądowe, które pozwala na obserwację procesów zachodzących w komorze spalania. Poniższy film przedstawia proces spalania mieszanki gazowo-powietrznej w komorze spalania zespołu turbiny gazowej w momencie jego uruchomienia oraz podczas pracy na 30% mocy znamionowej:

Sprężarka powietrza i turbina gazowa mają ten sam wał, a część momentu obrotowego turbiny wykorzystywana jest do napędzania sprężarki.

Turbina wytwarza więcej pracy, niż potrzeba do napędzania sprężarki, a nadmiar tej pracy wykorzystywany jest do napędzania „ładunku”. Jako takie obciążenie wykorzystuje się generator elektryczny o mocy elektrycznej 150 MW – to w nim wytwarzana jest energia elektryczna. Na poniższym zdjęciu „szara stodoła” to właśnie generator prądu. Generator elektryczny również znajduje się na tym samym wale, co sprężarka i turbina. Wszystko obraca się razem z częstotliwością 3000 obr./min.

Podczas przechodzenia przez turbinę gazową produkty spalania oddają jej część swojej energii cieplnej, ale nie cała energia produktów spalania jest wykorzystywana do obracania turbiny gazowej. Znaczna część tej energii nie może zostać wykorzystana przez turbinę gazową, dlatego produkty spalania na wylocie z turbiny gazowej (gazy spalinowe) niosą ze sobą nadal dużo ciepła (temperatura gazów na wylocie z turbiny gazowej wynosi około 500° Z). W silnikach lotniczych ciepło to jest uwalniane w sposób nieekonomiczny środowisko, ale w rozważanym bloku energetycznym jest on wykorzystywany dalej - w cyklu zasilania parowego.W tym celu spaliny z wylotu turbiny gazowej są „wdmuchiwane” od dołu do tzw. „kotły regeneracyjne” – po jednym na każdą turbinę gazową. Dwie turbiny gazowe - dwa kotły na ciepło odpadowe.

Każdy taki kocioł to konstrukcja o wysokości kilku pięter.

Kotły te wykorzystują energię cieplną ze spalin turbiny gazowej do podgrzewania wody i przekształcania jej w parę. Następnie para ta wykorzystywana jest do pracy w turbinie parowej, ale o tym później.

Woda, aby się ogrzać i odparować, przepływa przez rurki o średnicy około 30 mm, umieszczone poziomo, a gazy spalinowe z turbiny gazowej „wymywają” te rurki z zewnątrz. W ten sposób ciepło jest przekazywane z gazów do wody (pary):

Po oddaniu większości energii cieplnej parze i wodzie, gazy spalinowe trafiają do górnej części kotła na ciepło odpadowe i są usuwane przez komin przez dach warsztatu:

Na zewnątrz budynku kominy dwóch kotłów odzysknicowych zbiegają się w jeden pionowy komin:

Poniższe zdjęcia pozwalają oszacować wielkość kominów. Pierwsze zdjęcie przedstawia jeden z „narożników”, za pomocą których kominy kotłów odzysknicowych są połączone z pionowym kanałem komina, pozostałe zdjęcia przedstawiają proces montażu komina;

Wróćmy jednak do projektowania kotłów na ciepło odpadowe. Rury, przez które woda przepływa wewnątrz kotłów, są podzielone na wiele sekcji - wiązek rur, które tworzą kilka sekcji:

1. Sekcja ekonomizera (która w tym zespole napędowym ma specjalną nazwę - Gazowy Podgrzewacz Kondensatu - GPC);

2. Sekcja odparowania;

3. Sekcja przegrzania pary.

Sekcja ekonomizera służy do podgrzewania wody od temperatury ok 40°Cdo temperatury bliskiej wrzenia. Następnie woda trafia do odgazowywacza – stalowego zbiornika, w którym utrzymywane są takie parametry wody, że rozpuszczone w niej gazy zaczynają intensywnie się wydzielać. Gazy gromadzą się w górnej części zbiornika i są uwalniane do atmosfery. Usuwanie gazów, zwłaszcza tlenu, jest konieczne, aby zapobiec szybkiej korozji urządzeń procesowych, z którymi styka się nasza woda.

Woda po przejściu przez odgazowywacz otrzymuje nazwę „woda zasilająca” i trafia na wlot pomp zasilających. Tak wyglądały pompy zasilające zaraz po przywiezieniu na stację (w sumie jest ich 3):

Pompy zasilające napędzane są elektrycznie (silniki asynchroniczne zasilane są napięciem 6 kV i mają moc 1,3 MW). Pomiędzy samą pompą a silnikiem elektrycznym znajduje się sprzęgło hydrokinetyczne,pozwala na płynną zmianę prędkości obrotowej wału pompy w szerokim zakresie.

Zasada działania sprzęgła hydrokinetycznego jest podobna do zasady działania sprzęgła hydrokinetycznego w automatycznych skrzyniach biegów samochodów.

Wewnątrz znajdują się dwa koła z łopatkami, jedno „osadzone” na wale silnika elektrycznego, drugie na wale pompy. Przestrzeń pomiędzy kołami można wypełnić olejem w różnym stopniu. Pierwsze koło, obracane przez silnik, wytwarza strumień oleju, który „uderza” w łopatki drugiego koła, wciągając je w ruch obrotowy. Im więcej oleju wleje się między koła, tym lepsza będzie „przyczepność” wałów między sobą i tym większa moc mechaniczna zostanie przeniesiona przez sprzęgło hydrauliczne na pompę zasilającą.

Zmiana poziomu oleju pomiędzy kołami odbywa się za pomocą tzw. „rurka czerpakowa”, która pompuje olej z przestrzeni między kołami. Położenie rury czerpakowej reguluje się za pomocą specjalnego siłownika.

Sama pompa zasilająca jest odśrodkowa, wielostopniowa. Należy pamiętać, że pompa ta wytwarza pełne ciśnienie pary turbiny parowej, a nawet je przekracza (o wielkość oporów hydraulicznych pozostałej części kotła na ciepło odzysknicowe, opór hydrauliczny rurociągów i armatury).

Projektu wirników nowej pompy zasilającej nie można było zobaczyć (ponieważ była już zmontowana), ale na terenie stacji znaleziono części starej pompy zasilającej o podobnej konstrukcji. Pompa składa się z obracających się naprzemiennie kół odśrodkowych i nieruchomych tarcz prowadzących.

Naprawiono płytę prowadzącą:

Wirniki:

Z wylotu pomp zasilających woda zasilająca dostarczana jest do tzw. „separatory bębnowe” – poziome zbiorniki stalowe przeznaczone do oddzielania wody i pary:

Każdy kocioł regeneracyjny posiada dwa bębny separujące (w sumie 4 na blok). Razem z rurami sekcji wyparnych wewnątrz kotłów na ciepło odpadowe tworzą one obieg cyrkulacyjny dla mieszaniny para-woda. Działa to w następujący sposób.

Woda o temperaturze bliskiej wrzenia wpływa do rurek sekcji wyparnych, przepływając przez które podgrzewa się do temperatury wrzenia, a następnie częściowo zamienia się w parę. Na wyjściu sekcji odparowania mamy mieszaninę pary i wody, która trafia do bębnów separatora. Wewnątrz bębnów separatorów montowane są specjalne urządzenia

Które pomagają oddzielić parę od wody. Para kierowana jest następnie do sekcji przegrzania, gdzie jej temperatura jeszcze bardziej wzrasta, a woda oddzielona w bębnie separatora (oddzielona) mieszana jest z wodą zasilającą i ponownie trafia do sekcji odparowania kotła odzysknicowego.

Po sekcji przegrzania pary para z jednego kotła odzysknicowego jest mieszana z tą samą parą z drugiego kotła odzysknicowego i podawana do turbiny. Jego temperatura jest tak wysoka, że ​​rurociągi, którymi przechodzi, po zdjęciu z nich izolacji termicznej, świecą w ciemności ciemnoczerwonym blaskiem. A teraz ta para jest dostarczana do turbiny parowej, aby oddać część swojej energii cieplnej i wykonać użyteczną pracę.

Turbina parowa ma 2 cylindry - cylinder wysokie ciśnienie i cylinder niskociśnieniowy. Cylinder niskociśnieniowy ma podwójny przepływ. W nim para jest podzielona na 2 strumienie działające równolegle. Cylindry zawierają wirniki turbin. Z kolei każdy wirnik składa się ze stopni - dysków z łopatkami. „Uderzając” w łopatki, para powoduje obrót wirników. Poniższe zdjęcie przedstawia ogólną konstrukcję turbiny parowej: bliżej nas jest wirnik wysokiego ciśnienia, dalej od nas jest wirnik niskociśnieniowy o podwójnym przepływie

Tak wyglądał rotor niskociśnieniowy zaraz po wyjęciu z fabrycznego opakowania. Pamiętaj, że ma tylko 4 kroki (a nie 8):

Oto bliższe spojrzenie na wirnik wysokociśnieniowy. Ma 20 stopni. Zwróć także uwagę na masywną stalową obudowę turbiny, składającą się z dwóch połówek - dolnej i górnej (na zdjęciu pokazana jest tylko dolna) oraz kołki, za pomocą których te połówki są ze sobą połączone. Aby obudowa nagrzewała się szybciej podczas rozruchu, ale jednocześnie bardziej równomiernie, zastosowano system podgrzewania parą „kołnierzy i kołków” - czy widzisz specjalny kanał wokół kołków? To przez nią przechodzi specjalny strumień pary, który podczas jej rozruchu rozgrzewa obudowę turbiny.

Aby para „uderzyła” w łopatki wirnika i wymusiła ich obrót, należy ją najpierw skierować i przyspieszyć w pożądanym kierunku. W tym celu tzw kratki dyszowe - sekcje stałe ze stałymi łopatkami, umieszczone pomiędzy obracającymi się tarczami wirnika. Kratki dysz NIE obracają się - NIE są ruchome, a służą jedynie do kierowania i przyspieszania pary w żądanym kierunku. Na poniższym zdjęciu para przepływa „zza tych łopatek w naszą stronę” i „wiruje” wokół osi turbiny w kierunku przeciwnym do ruchu wskazówek zegara. Ponadto „uderzając” w obracające się łopatki tarcz wirnika, które znajdują się bezpośrednio za kratką dyszy, para przenosi swój „obrót” na wirnik turbiny.

Na zdjęciu poniżej widać przygotowane do montażu części kratek dysz

A na tych zdjęciach - dolna część obudowy turbiny z już zamontowanymi połówkami kratek dysz:

Następnie wirnik „wkłada się” do obudowy, montuje się górne połówki kratek dysz, następnie górną część obudowy, następnie różne rurociągi, izolację termiczną i obudowę:

Para po przejściu przez turbinę trafia do skraplaczy. Turbina ta posiada dwa skraplacze - w zależności od ilości przepływów w cylindrze niskociśnieniowym. Spójrz na zdjęcie poniżej. Wyraźnie widać dolną część obudowy turbiny parowej. Zwróć uwagę na prostokątne części obudowy cylindra niskociśnieniowego, pokryte od góry drewnianymi panelami. Są to wyloty turbin parowych i wloty skraplacza.

Po całkowitym zmontowaniu obudowy turbiny parowej na wylotach cylindra niskociśnieniowego tworzy się przestrzeń, w której ciśnienie podczas pracy turbiny parowej jest około 20 razy niższe od ciśnienia atmosferycznego, dlatego też obudowa cylindra niskociśnieniowego jest zaprojektowane tak, aby nie opierały się ciśnieniu od wewnątrz, ale aby wytrzymywały ciśnienie z zewnątrz, tj. ciśnienie powietrza atmosferycznego. Same skraplacze znajdują się pod cylindrem niskociśnieniowym. Na zdjęciu poniżej są to prostokątne kontenery z dwoma włazami na każdym.

Skraplacz zaprojektowano podobnie do kotła na ciepło odpadowe. Wewnątrz znajduje się wiele rurek o średnicy około 30mm. Jeśli otworzymy jeden z dwóch włazów każdego skraplacza i zajrzymy do środka, zobaczymy „arusze rurowe”:

Przez te rury przepływa woda chłodząca, zwana wodą procesową. Para z wylotu turbiny parowej trafia do przestrzeni pomiędzy rurami na zewnątrz nich (za blachę rurową na zdjęciu powyżej) i oddając ciepło resztkowe do wody technologicznej przez ścianki rur, skrapla się na ich powierzchni . Kondensat pary spływa w dół, gromadzi się w kolektorach kondensatu (na dnie skraplaczy), a następnie dostaje się do wlotu pomp kondensatu. Każda pompa kondensatu (w sumie jest ich 5) napędzana jest trójfazowym asynchronicznym silnikiem elektrycznym zaprojektowanym na napięcie 6 kV.

Z wyjścia pomp kondensatu woda (kondensat) ponownie dostaje się na wejście sekcji ekonomizera kotłów na ciepło odpadowe, a tym samym obieg pary jest zamknięty. Cały system jest prawie szczelny, a woda będąca płynem roboczym jest wielokrotnie przekształcana w parę w kotłach na ciepło odpadowe, w postaci pary pracuje w turbinie, aby ponownie zostać przekształcona w wodę w skraplaczach turbiny itp.

Woda ta (w postaci wody lub pary) ma ciągły kontakt z wewnętrznymi częściami urządzeń technologicznych i aby nie powodować szybkiej korozji i zużycia, jest specjalnie przygotowywana chemicznie.

Wróćmy jednak do skraplaczy turbin parowych.

Woda procesowa podgrzewana w rurkach skraplaczy turbin parowych wg podziemne rurociągi Dopływ wody technicznej jest usuwany z warsztatu i doprowadzany do chłodni kominowych - w celu oddania ciepła pobranego z pary z turbiny do otaczającej atmosfery. Poniższe zdjęcia przedstawiają projekt wieży chłodniczej zbudowanej dla naszego bloku energetycznego. Zasada jego działania polega na rozpylaniu ciepłej wody technicznej wewnątrz chłodni kominowej za pomocą urządzeń natryskowych (od słowa „prysznic”). Krople wody spadają i oddają ciepło powietrzu wewnątrz wieży chłodniczej. Ogrzane powietrze unosi się do góry, a na jego miejsce zimne powietrze z ulicy napływa spod wieży chłodniczej.

Tak wygląda wieża chłodnicza u podstawy. To przez „szczelinę” w dolnej części wieży chłodniczej wpływa zimne powietrze, które chłodzi wodę procesową

Na dnie wieży chłodniczej znajduje się niecka odwadniająca, w której spadają krople wody technologicznej wydobywającej się z urządzeń natryskowych, gromadzą się i oddają ciepło do powietrza. Nad basenem znajduje się system rur dystrybucyjnych, którymi ciepła woda technologiczna dostarczana jest do urządzeń natryskowych

Przestrzeń nad i pod urządzeniami prysznicowymi wypełniona jest specjalną wyściółką z żaluzji plastikowych. Dolne żaluzje mają za zadanie bardziej równomiernie rozprowadzać „deszcz” po powierzchni wieży chłodniczej, natomiast górne żaluzje mają za zadanie wychwytywać drobne kropelki wody i zapobiegać nadmiernemu przenoszeniu wody technologicznej wraz z powietrzem przez górę chłodni wieża chłodnicza. Jednakże w momencie robienia przedstawionych zdjęć plastikowe żaluzje nie były jeszcze zamontowane.

Bo” Większa część wieży chłodniczej nie jest niczym wypełniona i służy jedynie do wytwarzania ciągu (ogrzane powietrze unosi się do góry). Jeśli staniemy nad rurociągami dystrybucyjnymi, zobaczymy, że nad nimi nic nie ma, a reszta wieży chłodniczej jest pusta

Poniższy film przedstawia wrażenia z przebywania w wieży chłodniczej

W momencie robienia zdjęć na tej stronie wieża chłodnicza zbudowana dla nowego bloku energetycznego nie była jeszcze gotowa do użytku. Jednakże na terenie tej elektrociepłowni działały inne chłodnie kominowe, co umożliwiło ujęcie podobnej działającej chłodni kominowej. Stalowe żaluzje w dolnej części wieży chłodniczej mają za zadanie regulować przepływ zimnego powietrza i zapobiegać przechłodzeniu wody technologicznej w okresie zimowym.

Woda procesowa, schłodzona i zebrana w niecce wieży chłodniczej, jest ponownie doprowadzana na wlot rur skraplacza turbiny parowej w celu odebrania nowej porcji ciepła z pary itp. Dodatkowo wykorzystuje się wodę procesową do chłodzenia innych urządzeń procesowych, na przykład generatorów elektrycznych.

Poniższy film pokazuje, jak woda procesowa jest chłodzona w wieży chłodniczej.

Ponieważ woda procesowa ma bezpośredni kontakt z otaczającym powietrzem, dostają się do niej kurz, piasek, trawa i inne zanieczyszczenia. Dlatego przy wejściu tej wody do warsztatu, na rurociągu dopływowym wody technicznej, zainstalowany jest filtr samoczyszczący. Filtr ten składa się z kilku sekcji zamontowanych na obracającym się kole. Od czasu do czasu przez jedną z sekcji organizuje się wsteczny przepływ wody w celu jej umycia. Następnie koło z sekcjami obraca się i rozpoczyna się mycie kolejnej sekcji itp.

Tak wygląda ten samoczyszczący filtr od strony rurociągu wody użytkowej:

A to z zewnątrz (silnik napędowy jeszcze nie zamontowany):

W tym miejscu należy zrobić dygresję i powiedzieć, że montaż wszystkich urządzeń technologicznych w turbinowni odbywa się za pomocą dwóch suwnic. Każdy żuraw posiada trzy oddzielne wciągarki przeznaczone do obsługi ładunków o różnej masie.

Teraz chciałbym trochę porozmawiać o części elektrycznej tego zespołu napędowego.

Energię elektryczną wytwarzają trzy generatory elektryczne napędzane dwiema turbinami gazowymi i jedną parową. Część sprzętu do montażu bloku energetycznego przywieziono transportem drogowym, część koleją. Bezpośrednio do turbinowni poprowadzono kolej, którą transportowano sprzęt wielkogabarytowy podczas budowy bloku energetycznego.

Poniższe zdjęcie przedstawia proces dostarczania stojana jednego z generatorów elektrycznych. Przypomnę, że każdy generator elektryczny ma znamionową moc elektryczną 150 MW. Należy pamiętać, że platforma kolejowa, na której przewożono stojan generatora, ma 16 osi (32 koła).

Kolej ma lekkie zaokrąglenie przy wejściu do warsztatu, a biorąc pod uwagę, że koła każdej pary kół są sztywno przymocowane do osi, podczas poruszania się po zaokrąglonym odcinku kolej żelazna jedno z kół każdej pary kół ulega poślizgowi (ponieważ szyny mają różną długość na zakręcie). Poniższy film pokazuje, jak to się działo, gdy poruszała się platforma ze stojanem generatora elektrycznego. Zwróć uwagę, jak piasek odbija się od podkładów, gdy koła ślizgają się po szynach.

Ze względu na dużą masę montaż stojanów agregatów prądotwórczych przeprowadzono przy użyciu obu suwnic:

Poniższe zdjęcie przedstawia widok wewnętrzny stojana jednego z generatorów elektrycznych:

A tak przeprowadzono montaż wirników generatora elektrycznego:

Napięcie wyjściowe generatorów wynosi około 20 kV. Prąd wyjściowy - tysiące amperów. Energia ta jest pobierana z turbinowni i dostarczana do transformatorów podwyższających umieszczonych na zewnątrz budynku. Do przesyłania energii elektrycznej z generatorów elektrycznych do transformatorów podwyższających stosuje się następujące przewody elektryczne (prąd przepływa przez centralną rurę aluminiową):

Do pomiaru prądu w tych „drutach” stosuje się następujące przekładniki prądowe (na trzecim zdjęciu powyżej ten sam przekładnik prądowy stoi pionowo):

Poniższe zdjęcie przedstawia jeden z transformatorów podwyższających napięcie. Napięcie wyjściowe - 220 kV. Z ich wyjść energia elektryczna dostarczana jest do sieci elektroenergetycznej.

Oprócz energii elektrycznej elektrociepłownia wytwarza również energię cieplną wykorzystywaną do ogrzewania i zaopatrzenia w ciepłą wodę pobliskich obszarów. W tym celu w turbinie parowej przeprowadza się odsysanie pary, tzn. część pary jest usuwana z turbiny przed dotarciem do skraplacza. Ta jeszcze dość gorąca para dostaje się do nagrzewnic sieciowych. Podgrzewacz sieciowy jest wymiennikiem ciepła. Jego konstrukcja jest bardzo podobna do skraplacza turbiny parowej. Różnica polega na tym, że rurami nie płynie woda technologiczna, ale woda sieciowa. Na bloku energetycznym znajdują się dwie grzejniki sieciowe. Spójrzmy jeszcze raz na zdjęcie z kondensatorami starej turbiny. Prostokątne pojemniki to kondensatory, a „okrągłe” to właśnie grzejniki sieciowe. Przypomnę, że to wszystko znajduje się pod turbiną parową.

Woda sieciowa podgrzana w rurach podgrzewaczy sieciowych dostarczana jest podziemnymi rurociągami wody sieciowej do sieci ciepłowniczej. Po ogrzaniu budynków na terenach wokół elektrociepłowni i oddaniu im ciepła, woda sieciowa wraca do stacji, aby ponownie zostać podgrzana w podgrzewaczach sieciowych itp.

Pracą całego bloku napędowego steruje zautomatyzowany system sterowania procesem „Ovation” amerykańskiej korporacji „Emerson”

A tak wygląda antresola kablowa zlokalizowana pod pomieszczeniem zautomatyzowanego sterowania procesem. Za pośrednictwem tych kabli zautomatyzowany system sterowania procesem odbiera sygnały z wielu czujników, a także wysyła sygnały do ​​elementów wykonawczych.

Dziękujemy za odwiedzenie tej strony!

Instalacja CCGT przeznaczona do jednoczesnego przetwarzania energii dwóch ciał roboczych, pary i gazu, na energię mechaniczną. [GOST 26691 85] Instalacja o cyklu kombinowanym Urządzenie zawierające radiacyjne i konwekcyjne powierzchnie grzewcze,... ...

Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym- urządzenie składające się z radiacyjnych i konwekcyjnych powierzchni grzewczych, które wytwarzają i przegrzewają parę do pracy turbiny parowej poprzez spalanie paliwa organicznego i odzysk ciepła produktów spalania stosowanych w turbinie gazowej w... ... Oficjalna terminologia

Instalacja pracująca w cyklu kombinowanym- GTU 15. Instalacja gazowo-parowa Instalacja przeznaczona do jednoczesnego przetwarzania energii dwóch cieczy roboczych, pary i gazu, na energię mechaniczną. Źródło: GOST 26691 85: Elektroenergetyka cieplna. Terminy i definicje dokument oryginalny 3.13 par... Słownik-podręcznik terminów dokumentacji normatywnej i technicznej

Instalacja gazowa pracująca w cyklu kombinowanym ze zgazowaniem biomasy w cyklu kombinowanym- (w zależności od zastosowanej technologii zgazowania sprawność sięga 36–45%) [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: energia ogólnie EN biomasa zintegrowane zgazowanie instalacja w cyklu kombinowanym ... Przewodnik tłumacza technicznego

gazownia pracująca w cyklu kombinowanym ze zgazowaniem węgla w cyklu- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: energia ogólnie EN zgazowanie instalacja w cyklu kombinowanym ... Przewodnik tłumacza technicznego

Elektrownia gazownicza pracująca w cyklu kombinowanym ze zgazowaniem węgla w cyklu (CCP-VGU)- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: energia ogólnie EN elektrownia zgazowująca węgiel zintegrowana elektrownia zgazowująca węgiel instalacja w cyklu kombinowanym ... Przewodnik tłumacza technicznego

Instalacja gazowa o cyklu kombinowanym ze zgazowaniem węgla w cyklu za pomocą podmuchu powietrza- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: Energia ogólnie EN Instalacja kombinowana ze zintegrowanym zgazowaniem węgla wdmuchiwanym powietrzem ... Przewodnik tłumacza technicznego

Instalacja gazowa pracująca w cyklu kombinowanym ze zgazowaniem węgla w cyklu za pomocą podmuchu tlenu- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: Energia ogólnie EN Instalacja kombinowana ze zintegrowanym zgazowaniem węgla z wdmuchiwaniem tlenu ... Przewodnik tłumacza technicznego

Instalacja o cyklu kombinowanym z dopalaniem paliwa- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Ogólne tematy dotyczące energii EN Instalacja w cyklu kombinowanym z dodatkowym spalaniem ... Przewodnik tłumacza technicznego

Instalacja o cyklu kombinowanym z dodatkowym spalaniem paliwa- - [A.S. Goldberg. Angielsko-rosyjski słownik energii. 2006] Tematy: Energia ogólnie EN Instalacja kombinowana opalana dodatkowym paliwem ... Przewodnik tłumacza technicznego

O artykule, który zawiera szczegóły i w prostych słowach opisano cykl PGU-450. Artykuł jest naprawdę bardzo łatwy do przyswojenia. Chcę porozmawiać o teorii. Krótko, ale na temat.

Materiał pożyczyłem od pomoc nauczania „Wprowadzenie do energetyki cieplnej”. Autorami tej instrukcji są I. Z. Poleshchuk, N. M. Tsirelman. Podręcznik jest przeznaczony dla studentów Państwowego Uniwersytetu Technicznego Lotnictwa w Ufa (Ufa State Aviation Technical University) w celu studiowania dyscypliny o tej samej nazwie.

Zespół turbiny gazowej (GTU) to silnik cieplny, w którym energia chemiczna paliwa zamieniana jest najpierw na ciepło, a następnie na energię mechaniczną na obracającym się wale.

Najprostszy zespół turbiny gazowej składa się ze sprężarki, w której sprężane jest powietrze atmosferyczne, komory spalania, w której spalane jest paliwo w tym powietrzu, oraz turbiny, w której rozprężają się produkty spalania. Ponieważ średnia temperatura gazów podczas rozprężania jest znacznie wyższa niż temperatura powietrza podczas sprężania, moc wytworzona przez turbinę okazuje się większa niż moc potrzebna do obracania sprężarki. Ich różnica reprezentuje moc użyteczną zespołu turbiny gazowej.

Na ryc. Na rysunku 1 przedstawiono schemat, cykl termodynamiczny i bilans cieplny takiej instalacji. Proces (cykl) działającej w ten sposób turbiny gazowej nazywa się otwartym lub otwartym. Płyn roboczy (powietrze, produkty spalania) jest stale odnawiany - jest pobierany z atmosfery i odprowadzany do niego. Sprawność turbiny gazowej, jak każdego silnika cieplnego, to stosunek mocy użytecznej N turbiny gazowej do zużycia ciepła uzyskanego ze spalania paliwa:

η GTU = N GTU / Q T.

Z bilansu energetycznego wynika, że ​​N GTU = Q T - ΣQ P, gdzie ΣQ P jest całkowitą ilością ciepła odebranego z cyklu GTU, równą sumie strat zewnętrznych.

Główną część strat ciepła turbiny gazowej o prostym cyklu stanowią straty ze spalinami:


ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65...80%.

Udział pozostałych strat jest znacznie mniejszy:

a) straty na skutek niedopalenia w komorze spalania ΔQкс / Qт ≤ 3%;

b) straty spowodowane wyciekami płynu roboczego; ΔQut / Qt ≤ 2%;

c) straty mechaniczne (równoważne ciepło jest usuwane z cyklu przy chłodzeniu olejem łożysk) ΔNmech / Qt ≤ 1%;

d) straty w generatorze elektrycznym ΔNeg / Qt ≤ 1…2%;

e) straty ciepła na skutek konwekcji lub promieniowania do otoczenia ΔQam / Qt ≤ 3%

Ciepło odbierane z obiegu turbiny gazowej wraz ze spalinami może być częściowo wykorzystane poza obiegiem turbiny gazowej, w szczególności w obiegu pary.

Schematy schematyczne instalacje gazowe pracujące w cyklu kombinowanym różne rodzaje są pokazane na ryc. 2.

Ogólnie rzecz biorąc, wydajność jednostki CCGT wynosi:

Tutaj Qgtu jest ilością ciepła dostarczonego do płynu roboczego zespołu turbiny gazowej;

Qpsu to ilość ciepła dostarczona do czynnika parowego w kotle.

Ryż. 1. Zasada działania najprostszego zespołu turbiny gazowej

a - schemat ideowy: 1 - sprężarka; 2 - komora spalania; 3 - turbina; 4 - generator elektryczny;
b — cykl termodynamiczny zespołu turbiny gazowej na wykresie TS;
c – bilans energetyczny.

W najprostszej instalacji binarno-kombinowanej według schematu pokazanego na ryc. 2a, cała para wytwarzana jest w kotle na ciepło odzysknicowe: η UPG = 0,6...0,8 (w zależności głównie od temperatury gazów spalinowych).

Przy TG = 1400...1500 K η GTU ≈ 0,35, a wtedy wydajność binarnego CCGT może osiągnąć 50-55%.

Temperatura gazów wylotowych w turbinie gazowej jest wysoka (400-450°C), dlatego straty ciepła ze spalinami są duże, a sprawność elektrowni z turbiną gazową wynosi 38%, czyli jest prawie taka sama jak sprawność nowoczesnych elektrowni z turbiną parową.

Zespoły turbin gazowych działają na paliwie gazowym, które jest znacznie tańsze niż olej opałowy. Moc jednostkowa nowoczesnych elektrowni gazowych sięga 250 MW, co jest wartością zbliżoną do mocy elektrowni parowych. Do zalet elektrowni z turbiną gazową w porównaniu z elektrowniami z turbiną parową zalicza się:

  1. niskie zapotrzebowanie na wodę chłodzącą;
  2. mniejsza waga i niższe koszty inwestycyjne na jednostkę mocy;
  3. Możliwość szybkiego uruchomienia i zwiększenia obciążenia.

Ryż. 2. Schematy ideowe różnych instalacji gazowych z cyklem kombinowanym:

a — CCGT z wytwornicą pary typu odzyskowego;
b - CCGT z odprowadzaniem gazu do paleniska kotłowego (BPG);
c — zespół CCGT mieszaniny parowo-gazowej;
1 - powietrze z atmosfery; 2 - paliwo; 3 - gazy wydechowe w turbinie; 4 - gazy spalinowe; 5 — woda z sieci do celów chłodniczych; 6 - odpływ wody chłodzącej; 7 - świeża para; 8 - woda zasilająca; 9 – pośrednie przegrzanie pary; 10 - odpady pary regeneracyjnej; 11 - para wchodząca do komory spalania za turbiną.
K - sprężarka; T - turbina; PT - turbina parowa;
GW, GN - podgrzewacze gazowo-wodne wysokiego i niskiego ciśnienia;
LDPE, HDPE - regeneracyjne podgrzewacze wody zasilającej wysokiego i niskiego ciśnienia; NPG, UPG - wytwornice pary niskociśnieniowej, odzysknicowej; KS - komora spalania.

Łącząc elektrownie z turbiną parową i turbiną gazową wspólnym cyklem technologicznym, uzyskuje się instalację gazową z cyklem kombinowanym (CCG), której sprawność jest znacznie wyższa od sprawności poszczególnych turbin parowych i turbin gazowych.

Sprawność elektrowni parowo-parowej jest o 17–20% większa niż sprawności konwencjonalnej elektrowni z turbiną parową. W wersji najprostszego zespołu turbiny gazowej z odzyskiem ciepła ze spalin współczynnik wykorzystania ciepła paliwa sięga 82-85%.

Niestety przejście na budowę elektrociepłowni o cyklu skojarzonym (CCGT) zamiast turbin parowych doprowadziło do jeszcze gwałtowniejszego spadku udziału ciepła w ogólnej produkcji energii. To z kolei prowadzi do wzrostu energochłonności PKB i spadku konkurencyjności krajowych produktów, a także wzrostu kosztów mieszkalnictwa i usług komunalnych.

¦ wysoka sprawność wytwarzania energii elektrycznej w Elektrociepłowni CCGT w cyklu kondensacyjnym do 60%;

¦ trudności w lokalizacji elektrociepłowni CCGT w gęsto zabudowanych obszarach miejskich oraz wzrost dostaw paliw do miast;

¦ zgodnie z ustaloną tradycją elektrociepłownie CCGT wyposażane są, podobnie jak elektrownie parowe, w turbiny ciepłownicze typu T.

Budowa elektrowni cieplnych z turbinami typu P rozpoczęta w latach 90-tych. ubiegłego wieku został praktycznie zatrzymany. W czasach przed pieriestrojką około 60% obciążenia cieplnego miast pochodziło z przedsiębiorstw przemysłowych. Ich potrzeba ciepła do wykonania procesy technologiczne przez cały rok była dość stabilna. W godzinach porannych i wieczornych maksymalnego poboru mocy w miastach, wygładzono szczyty zasilania poprzez wprowadzenie odpowiednich reżimów ograniczania dostaw energii elektrycznej przedsiębiorstw przemysłowych. Instalacja turbin typu P w elektrociepłowni była uzasadniona ekonomicznie ze względu na ich niższy koszt i bardziej efektywne zużycie surowców energetycznych w porównaniu z turbinami typu T, będącymi surowcem energetycznym parowo-gazowym

Ostatnie 20 lat ze względu na gwałtowny spadek produkcja przemysłowa System zaopatrzenia miast w energię uległ znaczącym zmianom. Obecnie miejskie elektrociepłownie pracują według harmonogramu grzewczego, w którym letnie obciążenie cieplne wynosi jedynie 15-20% wartości obliczeniowej. Wykres dzienny zużycie energii elektrycznej stało się bardziej nierównomierne ze względu na włączenie obciążenia elektrycznego przez ludność w godzinach wieczornych, co wiąże się z gwałtownym wzrostem zaopatrzenia ludności w energię elektryczną sprzęt AGD. Ponadto wyrównanie harmonogramu zużycia energii poprzez wprowadzenie odpowiednich ograniczeń dla odbiorców przemysłowych ze względu na ich niewielki udział w całkowitym zużyciu energii okazało się niemożliwe. Jedynym mało skutecznym sposobem rozwiązania problemu było obniżenie maksymalnego wieczoru poprzez wprowadzenie obniżonych stawek nocnych.

Dlatego też w elektrowniach cieplnych turbinowo-parowych z turbinami typu P, gdzie wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej jest ze sobą ściśle powiązane, zastosowanie takich turbin okazało się nieopłacalne. Turbiny przeciwprężne są obecnie produkowane tylko i wyłącznie o małej mocy, aby zwiększyć efektywność pracy miejskich kotłowni parowych poprzez przełączenie ich w tryb kogeneracji.

To ustalone podejście zostało zachowane także podczas budowy elektrociepłowni CCGT. Jednocześnie w obiegu parowo-gazowym nie ma ścisłej zależności pomiędzy dostawą energii cieplnej i elektrycznej. Na tych stacjach z turbinami typu P pokrycie maksymalnego obciążenia elektrycznego w godzinach wieczornych można osiągnąć poprzez czasowe zwiększenie podaży energii elektrycznej w obiegu turbiny gazowej. Krótkotrwałe ograniczenie dostaw ciepła do systemu ciepłowniczego nie wpływa na jakość ogrzewania ze względu na zdolność akumulacji ciepła budynków i sieci ciepłowniczej.

Schemat ideowy bloku elektrociepłowni CCGT z turbinami przeciwprężnymi obejmuje dwie turbiny gazowe, kocioł na ciepło odpadowe, turbinę typu P oraz kocioł szczytowy (rys. 2). Na schemacie nie pokazano kotła szczytowego, który można zainstalować poza terenem CCGT.

Z ryc. 2 widać, że blok CCGT elektrowni cieplnej składa się z zespołu turbiny gazowej składającej się ze sprężarki 1, komory spalania 2 i turbiny gazowej 3. Spaliny z bloku turbiny gazowej kierowane są do ciepła odpadowego kocioł (HRB) 6 lub do rury obejściowej 5, w zależności od położenia zasuwy 4 i przejść przez szereg wymienników ciepła, w których podgrzewana jest woda, oddzielana jest para w bębnach niskociśnieniowych 7 i bębnach wysokociśnieniowych 8 i jest przesyłany do zespołu turbiny parowej (STU) 11. Ponadto nasycona para niskociśnieniowa wchodzi do przedziału pośredniego STU, a para wysokociśnieniowa jest wstępnie podgrzewana w kotle odzysknicowym i przesyłana do głowicy STU. Para opuszczająca STU jest skraplana w wymienniku ciepła wody grzewczej 12 i przesyłana pompami kondensatu 13 do gazowego podgrzewacza kondensatu 14, a następnie przesyłana do odgazowywacza 9 i stamtąd do HRSG.

Gdy obciążenie cieplne nie przekracza bazowego, stacja pracuje całkowicie według harmonogramu ogrzewania (ATEC = 1). Jeżeli obciążenie cieplne przekracza obciążenie podstawowe, włączany jest kocioł szczytowy. Wymagana ilość energii elektrycznej pochodzi z źródeł zewnętrznych wytwarzana za pośrednictwem miejskich sieci elektroenergetycznych.

Możliwe są jednak sytuacje, w których zapotrzebowanie na energię elektryczną przekracza wielkość jej dostaw ze źródeł zewnętrznych: w mroźne dni ze wzrostem zużycia energii elektrycznej przez domowe urządzenia grzewcze; w przypadku awarii w zakładach wytwórczych i w sieci elektryczne. W takich sytuacjach moc turbin gazowych w podejściu tradycyjnym jest ściśle powiązana z pracą kotła na ciepło odpadowe, co z kolei podyktowane jest zapotrzebowaniem na energię cieplną zgodnie z harmonogramem ogrzewania i może być niewystarczające do zaspokojenia zwiększonego zapotrzebowania. zapotrzebowanie na energię elektryczną.

Aby pokryć powstałe niedobory energii elektrycznej, turbina gazowa, oprócz kotła na ciepło odpadowe, częściowo przełącza się na odprowadzanie produktów spalania bezpośrednio do atmosfery. Tym samym jednostka CHP CCGT zostaje czasowo przeniesiona do trybu mieszanego – z obiegami parowo-gazowymi i turbiną gazową.

Wiadomo, że zespoły turbin gazowych charakteryzują się dużą manewrowością (szybkością pozyskiwania i oddawania energii elektrycznej). Dlatego nadal w Czas sowiecki Miały być stosowane razem ze stacjami szczytowo-pompowymi w celu wygładzenia reżimu zasilania.

Dodatkowo należy zaznaczyć, że wytwarzana przez nie moc rośnie wraz ze spadkiem temperatury powietrza zewnętrznego, a to właśnie przy niskich temperaturach w najzimniejszej porze roku obserwuje się maksymalny pobór mocy. Pokazano to w tabeli.

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

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

Zwiększenie efektywności energetycznej elektrowni cieplnych można osiągnąć poprzez scentralizowane dostarczanie chłodu do mikrookręgów miejskich. Na sytuacje awaryjne W Elektrociepłowni CCGT wskazane jest budowanie turbozespołów gazowych małej mocy w oddzielnych budynkach.

Na obszarach gęstej zabudowy dużych miast, przy rekonstrukcji istniejących elektrowni cieplnych z turbinami parowymi, które wyczerpały swoją żywotność, wskazane jest utworzenie na ich podstawie elektrowni o cyklu kombinowanym z turbinami typu R. W rezultacie znaczące uwalniane są obszary zajmowane przez system chłodzenia (wieże chłodnicze itp.), które można wykorzystać do innych celów.

Porównanie CHPP CCGT z turbinami przeciwprężnymi (typ P) i CHPP CCGT z turbinami do ekstrakcji kondensacyjnej (typ T) pozwala na dokonanie następujących wnioski.

  • 1. W obu przypadkach współczynnik korzystne wykorzystanie paliwa uzależniona jest od udziału produkcji energii elektrycznej w oparciu o zużycie energii cieplnej w całkowitym wolumenie wytwarzania.
  • 2. W elektrociepłowniach CCGT z turbinami typu T straty energii cieplnej w obiegu chłodzenia kondensatu występują przez cały rok; największe straty – w okres letni, gdy wielkość zużycia ciepła jest ograniczona jedynie przez dostawę ciepłej wody.
  • 3. W elektrociepłowniach parowo-parowych z turbinami typu R sprawność stacji spada jedynie w ograniczonym czasie, gdy konieczne jest pokrycie powstałego niedoboru mocy.
  • 4. Charakterystyki manewrowe (szybkość ładowania i zrzucania) turbin gazowych są wielokrotnie wyższe niż turbin parowych.

Tym samym, jak na warunki budowy stacji w centrach dużych miast, elektrociepłownie CCGT z turbinami przeciwprężnymi (typ P) pod każdym względem przewyższają elektrociepłownie pracujące w cyklu kombinowanym z turbinami do odsysania kondensatu (typ T). Ich rozmieszczenie wymaga znacznie mniejszej powierzchni, są bardziej ekonomiczne w zużyciu paliwa i Szkodliwe efekty Mniejszy jest także wpływ na środowisko.

Jednak w tym celu konieczne jest dokonanie odpowiednich zmian Ramy prawne w sprawie projektowania stacji benzynowych pracujących w cyklu kombinowanym.

Praktyka ostatnich lat pokazuje, że inwestorzy budujący podmiejskie elektrociepłownie CCGT na w miarę wolnych terenach priorytetowo traktują wytwarzanie energii elektrycznej, a dostarczanie ciepła traktują jako działalność poboczną. Wyjaśnia to fakt, że wydajność stacji, nawet w trybie kondensacyjnym, może osiągnąć 60%, a budowa sieci ciepłowniczej wymaga dodatkowych kosztów i licznych zezwoleń z różnych konstrukcji. W rezultacie współczynnik ogrzewania ATPP może być mniejszy niż 0,3.

Dlatego przy projektowaniu elektrociepłowni CCGT niewłaściwe jest, aby każda stacja z osobna uwzględniała w rozwiązaniu technicznym optymalną wartość ACHP. Zadanie polega na znalezieniu optymalnego udziału ciepła w systemie ciepłowniczym całego miasta.

Obecnie koncepcja budowy potężnych elektrowni cieplnych w miejscach produkcji paliwa, z dala od dużych miast, rozwinięta w czasach sowieckich, ponownie stała się aktualna. Jest to podyktowane zarówno wzrostem udziału wykorzystania paliw lokalnych w regionalnym kompleksie paliwowo-energetycznym, jak i tworzeniem nowych projektów rurociągów ciepłowniczych (układanie powietrza) przy niemal znikomym spadku potencjału temperaturowego podczas transportu chłodziwa.

Tego typu elektrownie cieplne mogą być budowane albo w oparciu o obieg turbiny parowej z bezpośrednim spalaniem lokalnego paliwa, albo obieg gazowy w cyklu kombinowanym z wykorzystaniem gazu pozyskiwanego z gazowni.