Jenis pembangkit listrik tenaga gas siklus gabungan. Pabrik siklus gabungan
Ke pembangkit listrik tenaga panas(CHP) mencakup pembangkit listrik yang menghasilkan dan memasok ke konsumen tidak hanya energi listrik, tetapi juga energi panas. Dalam hal ini, pendinginnya adalah uap dari ekstraksi antara turbin, sebagian sudah digunakan pada tahap pertama perluasan turbin untuk menghasilkan listrik, serta air panas dengan suhu 100-150 °C, dipanaskan oleh uap yang diambil. dari turbin. Uap dari ketel uap masuk ke turbin melalui saluran uap, dimana uap tersebut berekspansi hingga mencapai tekanan di kondensor dan energi potensialnya diubah menjadi kerja mekanis putaran rotor turbin dan rotor generator yang terhubung dengannya. Setelah beberapa tahap pemuaian, sebagian uap diambil dari turbin dan dikirim melalui pipa uap ke konsumen uap. Lokasi ekstraksi uap, dan parameternya, ditetapkan dengan mempertimbangkan kebutuhan konsumen. Karena panas di pembangkit listrik tenaga panas digunakan untuk produksi energi listrik dan panas, efisiensi pembangkit listrik tenaga panas berbeda dalam produksi dan pasokan listrik serta produksi dan pasokan energi panas.
Unit turbin gas(GTU) terdiri dari tiga elemen utama: kompresor udara, ruang bakar dan turbin gas. Udara dari atmosfer masuk ke kompresor, digerakkan oleh motor starter, dan dikompresi. Kemudian diumpankan di bawah tekanan ke dalam ruang bakar, di mana bahan bakar cair atau gas disuplai secara bersamaan oleh pompa bahan bakar. Untuk menurunkan suhu gas ke tingkat yang dapat diterima (750-770 °C), udara yang disuplai ke ruang bakar 3,5-4,5 kali lebih banyak daripada yang dibutuhkan untuk pembakaran bahan bakar. Di ruang bakar, alirannya dibagi menjadi dua aliran: satu aliran memasuki tabung api dan memastikan pembakaran bahan bakar yang sempurna, dan aliran kedua mengalir di sekitar tabung api dari luar dan, bercampur dengan produk pembakaran, menurunkan suhunya. Setelah ruang bakar, gas masuk ke turbin gas yang terletak pada poros yang sama dengan kompresor dan generator. Di sana mereka mengembang (mendekati tekanan atmosfer), melakukan kerja dengan memutar poros turbin, dan kemudian dibuang melalui cerobong asap. Daya turbin gas jauh lebih kecil dibandingkan daya turbin uap dan saat ini efisiensinya sekitar 30%.
Pabrik siklus gabungan(CCG) merupakan gabungan unit turbin uap (STU) dan turbin gas (GTU). Kombinasi ini memungkinkan untuk mengurangi hilangnya panas buangan dari turbin gas atau panas dari gas buang ketel uap, yang menjamin peningkatan efisiensi dibandingkan dengan turbin uap individu dan turbin gas. Selain itu, dengan kombinasi seperti itu, sejumlah keunggulan desain dapat dicapai, sehingga menghasilkan biaya pemasangan yang lebih murah. Dua jenis unit CCGT telah tersebar luas: unit dengan boiler bertekanan tinggi dan unit dengan pembuangan gas buang turbin ke ruang bakar boiler konvensional. Ketel bertekanan tinggi menggunakan bahan bakar gas atau cairan murni. Gas buang yang keluar dari boiler pada suhu tinggi dan tekanan berlebih diarahkan ke turbin gas, pada poros yang sama dengan tempat kompresor dan generator berada. Kompresor memaksa udara masuk ke ruang bakar boiler. Uap dari boiler bertekanan tinggi diarahkan ke turbin kondensasi, pada poros yang sama dengan tempat generator berada. Uap yang habis di turbin masuk ke kondensor dan, setelah kondensasi, disuplai kembali ke boiler melalui pompa. Gas buang turbin diumpankan ke economizer untuk memanaskan air umpan boiler. Dalam skema ini, penghisap asap tidak diperlukan untuk menghilangkan gas buang dari boiler bertekanan tinggi; fungsi pompa blower dilakukan oleh kompresor. Efisiensi instalasi secara keseluruhan mencapai 42-43%. Dalam skema lain dari pembangkit siklus gabungan, panas dari gas buang turbin digunakan di boiler. Kemungkinan keluarnya gas buang turbin ke dalam ruang bakar boiler didasarkan pada kenyataan bahwa di dalam ruang bakar unit turbin gas, bahan bakar (gas) dibakar dengan udara berlebih dan kandungan oksigen dalam gas buang yang besar. (16-18%) cukup untuk membakar sebagian besar bahan bakar.
29. PLTN: desain, jenis reaktor, parameter, karakteristik operasi.
Pembangkit listrik tenaga nuklir tergolong pembangkit listrik termal, karena perangkatnya berisi generator panas, pendingin, dan generator listrik. arus - turbin.
Pembangkit listrik tenaga nuklir dapat berupa kondensasi, pembangkit listrik tenaga panas gabungan (CHP), pembangkit listrik tenaga nuklir (HSP).
Reaktor nuklir diklasifikasikan menurut berbagai kriteria:
1. menurut tingkat energi neutron:
Tentang neutron termal
Pada neutron cepat
2. menurut jenis moderator neutron: air, air berat, grafit.
3. menurut jenis cairan pendingin: air, air berat, gas, logam cair
4. berdasarkan jumlah sirkuit: satu, dua, tiga sirkuit
Dalam reaktor modern, neutron termal terutama digunakan untuk fisi inti bahan bakar sumber. Semuanya, pertama-tama, memiliki apa yang disebut inti, di mana bahan bakar nuklir yang mengandung uranium 235 dimuat moderator(biasanya grafit atau air). Untuk mengurangi kebocoran neutron dari inti, inti dikelilingi reflektor , biasanya terbuat dari bahan yang sama dengan moderator.
Di belakang reflektor di luar reaktor berada perlindungan konkrit dari radiasi radioaktif. Beban reaktor dengan bahan bakar nuklir biasanya jauh melebihi beban kritis. Untuk menjaga reaktor tetap dalam kondisi kritis seiring dengan habisnya bahan bakar, penyerap neutron yang kuat dalam bentuk batang boron urea dimasukkan ke dalam inti. Seperti batang ditelepon mengatur atau kompensasi. Selama fisi nuklir, sejumlah besar panas dilepaskan, yang kemudian dihilangkan pendingin ke penukar panas pembangkit uap, di mana ia berubah menjadi fluida kerja - uap. Uap masuk turbin dan memutar rotornya, yang porosnya dihubungkan ke poros generator. Uap yang habis di turbin masuk kapasitor, setelah itu air yang terkondensasi kembali masuk ke penukar panas, dan siklus berulang.
Pembangkit listrik dengan siklus gabungan menghasilkan listrik dan energi panas. Pembangkit siklus gabungan terdiri dari dua blok terpisah: tenaga uap dan turbin gas. Bahan bakar unit CCGT dalam negeri adalah gas alam, namun dapat berupa gas alam atau produk industri petrokimia, seperti bahan bakar minyak. Pada pembangkit siklus gabungan, generator pertama terletak pada poros yang sama dengan turbin gas, yang menghasilkan arus listrik akibat putaran rotor. Melewati turbin gas, hasil pembakaran memberikan sebagian energinya dan kemudian hasil pembakaran masuk ke pembangkit listrik tenaga uap, ketel panas limbah, tempat dihasilkannya uap air yang disuplai ke turbin uap.
Pembangunan pembangkit listrik siklus gabungan (atau CCGT) akhir-akhir ini menjadi tren utama dalam perkembangan rekayasa tenaga panas global dan domestik. Kombinasi siklus berdasarkan turbin gas, mis. unit turbin gas dan unit turbin uap (masing-masing siklus Brayton dan Rankine) memberikan lompatan tajam dalam efisiensi termal pembangkit listrik, dengan sekitar dua pertiga dayanya berasal dari unit turbin gas. Uap yang dihasilkan dari panas gas buang turbin gas, sebagaimana telah disebutkan, menggerakkan turbin uap.
Gambaran umum boiler panas limbah pada skema CCGT dapat diperoleh berdasarkan uraian singkat HRSG tipe HRSG:
Boiler panas limbah tipe HRSG sebagai bagian dari unit CCGT dirancang untuk menghasilkan uap super panas bertekanan tinggi, sedang, dan rendah dengan memanfaatkan panas gas buang panas unit turbin gas.
Boiler panas limbah HRSG merupakan tipe drum vertikal, dengan sirkulasi alami pada sirkuit evaporasi bertekanan tinggi, sedang, dan rendah, dengan rangka penyangga tersendiri.
Desain boiler panas limbah memberikan kemungkinan pembilasan air-kimia sebelum memulai dan operasional dari jalur air-uap, serta pelestarian permukaan internal boiler selama penghentian.
Sepanjang jalur uap-air, rangkaian hidrolik boiler panas limbah terdiri dari tiga rangkaian independen dengan tingkat tekanan berbeda:
jalur tekanan rendah;
saluran bertekanan sedang;
jalur bertekanan tinggi.
Permukaan pemanas pipa (evaporator, superheater, dll.) dari boiler ini terletak secara horizontal. Semuanya memiliki desain sistem pipa koil, yang disatukan oleh kolektor dan, menggunakan sistem pipa outlet, dihubungkan ke drum pemisah. Dengan desain ini, tegangan termal selama perubahan beban dan penyalaan menjadi jauh lebih rendah, paket pipa dapat mengembang dengan bebas, sehingga meminimalkan risiko terjepit, yang menyebabkan kerusakan pipa.
Tabung penukar panas bagian HP, SD dan LP dibuat dengan sirip kontinu, dengan mempertimbangkan sifat konvektif pertukaran panas antara gas panas dari unit turbin gas dan permukaan pertukaran panas. Siripnya terbuat dari baja karbon dengan diameter 62-68 mm dan tebal 1 mm.
Sistem pembersihan uap dari tetesan air ketel disederhanakan; tidak memiliki siklon intra-drum, seperti yang disediakan pada ketel uap konvensional. Terdapat jalur untuk pembersihan berkala dari drum, tetapi tidak ada jalur khusus untuk pembersihan berkala evaporator dari titik yang lebih rendah, di mana jalur ini lebih relevan dalam kaitannya dengan pembuangan akumulasi formasi lumpur dari boiler.
Dari drum, uap jenuh masuk ke superheater bertekanan tinggi.
Ketel panas limbah HRSG beroperasi pada gas buang turbin gas unit. Dalam arah pergerakan gas buang, permukaan pemanas boiler disusun dengan urutan sebagai berikut:
Tahap keluaran superheater HP;
tahap pemanasan ulang keluaran;
bagian kedua dari tahap input superheater HP;
memanaskan kembali tahap masukan;
bagian pertama dari tahap saluran masuk superheater HP;
evaporator HP;
HP economizer tahap kedua;
pemanas super SD;
pemanas super LP;
HP economizer tahap pertama;
evaporator LED;
Economizer LED, bagian keluaran tahap pertama / economizer HP, bagian keluaran tahap pertama;
evaporator LP;
bagian saluran masuk economizer SD tahap pertama / saluran masuk economizer bagian tahap pertama;
pemanas kondensat (LP economizer).
Knalpot dan peredam dipasang pada bagian pembuangan boiler untuk mencegah masuknya presipitasi ke dalam boiler pada saat berhenti.
Informasi lebih rinci tentang boiler panas limbah ini dapat ditemukan di contoh kami "
Pembangkit listrik siklus gabungan merupakan kombinasi turbin uap dan gas. Kombinasi ini memungkinkan untuk mengurangi hilangnya panas buangan dari turbin gas atau panas gas buang dari ketel uap, yang menjamin peningkatan efisiensi unit turbin gas siklus gabungan (CCGT) dibandingkan dengan turbin uap individu dan unit turbin gas. .
Saat ini, ada dua jenis pembangkit listrik tenaga gas siklus gabungan:
a) dengan boiler bertekanan tinggi dan dengan pembuangan gas buang turbin ke dalam ruang bakar boiler konvensional;
b) memanfaatkan panas gas buang turbin yang ada di boiler.
Diagram skematik dari kedua jenis unit CCGT ini disajikan pada Gambar. 2.7 dan 2.8.
Pada Gambar. 2.7 menunjukkan diagram skema CCGT dengan ketel uap tekanan tinggi (HPB) 1 , di mana air dan bahan bakar disuplai, seperti pada stasiun termal konvensional untuk menghasilkan uap. Uap bertekanan tinggi masuk ke turbin kondensasi 5 , pada poros yang sama dengan tempat generator berada 8 . Uap yang habis di turbin terlebih dahulu masuk ke kondensor 6 lalu menggunakan pompa 7 kembali ke ketel 1 .
Gambar 2.7. Diagram skema pgu dengan vpg
Pada saat yang sama, gas yang terbentuk selama pembakaran bahan bakar di boiler, yang memiliki suhu dan tekanan tinggi, dikirim ke turbin gas. 2 . Kompresor terletak pada poros yang sama 3 , seperti pada unit turbin gas konvensional, dan generator listrik lainnya 4 . Kompresor dirancang untuk memompa udara ke ruang bakar boiler. Gas buang turbin 2 Air umpan boiler juga dipanaskan.
Skema CCGT ini memiliki kelebihan yaitu tidak memerlukan smoke exhauster untuk mengeluarkan gas buang boiler. Perlu diperhatikan bahwa fungsi kipas blower dilakukan oleh kompresor 3 . Efisiensi CCGT tersebut bisa mencapai 43%.
Pada Gambar. Gambar 2.8 menunjukkan diagram skema CCGT jenis lain. Berbeda dengan PGU yang ditunjukkan pada Gambar. 2.7, gas ke turbin 2 berasal dari ruang bakar 9 , bukan dari ketel 1 . Selanjutnya dihabiskan di turbin 2 gas jenuh hingga 16–18% oksigen karena adanya kompresor masuk ke boiler 1 .
Skema ini (Gbr. 2.8) memiliki keunggulan dibandingkan unit CCGT yang dibahas di atas (Gbr. 2.7), karena menggunakan boiler berdesain konvensional dengan kemampuan menggunakan semua jenis bahan bakar, termasuk bahan bakar padat. Di ruang bakar 3 dalam hal ini, pembakaran bahan bakar gas atau cair yang saat ini jauh lebih murah dibandingkan skema CCGT dengan ketel uap bertekanan tinggi.
Gambar 2.8. Diagram skema pgu (rangkaian reset)
Kombinasi dua instalasi (uap dan gas) ke dalam unit siklus gabungan yang umum juga menciptakan peluang untuk memperoleh kemampuan manuver yang lebih tinggi dibandingkan dengan stasiun termal konvensional.
Diagram skema pembangkit listrik tenaga nuklir
Dari segi tujuan dan prinsip teknologi pengoperasiannya, pembangkit listrik tenaga nuklir praktis tidak berbeda dengan pembangkit listrik tenaga panas tradisional. Perbedaan signifikannya terletak, pertama, pada kenyataan bahwa di pembangkit listrik tenaga nuklir, tidak seperti pembangkit listrik tenaga panas, uap tidak terbentuk di ketel, tetapi di inti reaktor, dan kedua, pembangkit listrik tenaga nuklir menggunakan bahan bakar nuklir. yang mengandung isotop uranium-235 (U-235) dan uranium-238 (U-238).
Ciri proses teknologi di pembangkit listrik tenaga nuklir juga adalah pembentukan sejumlah besar produk fisi radioaktif, dan oleh karena itu pembangkit listrik tenaga nuklir secara teknis lebih kompleks dibandingkan pembangkit listrik tenaga panas.
Rangkaian PLTN dapat berupa rangkaian tunggal, rangkaian ganda, dan tiga rangkaian (Gbr. 2.9).
Beras.2.9. Diagram skema pembangkit listrik tenaga nuklir
Sirkuit sirkuit tunggal (Gbr. 2.9a) adalah yang paling sederhana. Dirilis di reaktor nuklir 1 Karena reaksi berantai fisi inti unsur berat, panas dipindahkan oleh pendingin. Uap sering digunakan sebagai pendingin, yang kemudian digunakan seperti pada pembangkit listrik turbin uap konvensional. Namun, uap yang dihasilkan dalam reaktor bersifat radioaktif. Oleh karena itu, untuk melindungi personel pembangkit listrik tenaga nuklir dan lingkungan, sebagian besar peralatan harus dilindungi dari radiasi.
Menurut skema dua dan tiga sirkuit (Gbr. 2.9, b dan 2.9, c), panas dikeluarkan dari reaktor oleh pendingin, yang kemudian memindahkan panas ini langsung ke lingkungan kerja (misalnya, seperti pada sirkuit dua- skema sirkuit melalui generator uap 3 ) atau melalui pendingin sirkuit perantara (misalnya, seperti pada sirkuit tiga sirkuit antara penukar panas perantara 2 dan pembangkit uap 3 ). Pada Gambar. 2,9 dalam angka 5 , 6 Dan 7 kondensor dan pompa ditunjukkan, melakukan fungsi yang sama seperti pada pembangkit listrik termal konvensional.
Reaktor nuklir sering disebut sebagai “jantung” pembangkit listrik tenaga nuklir. Saat ini jenis reaktor cukup banyak.
Bergantung pada tingkat energi neutron, di bawah pengaruh terjadinya fisi bahan bakar nuklir, pembangkit listrik tenaga nuklir dapat dibagi menjadi dua kelompok:
pembangkit listrik tenaga nuklir dengan reaktor neutron termal;
pembangkit listrik tenaga nuklir dengan reaktor neutron cepat.
Di bawah pengaruh neutron termal, hanya isotop uranium-235 yang mampu melakukan fisi, yang kandungan uranium alamnya hanya 0,7%, sisanya 99,3% adalah isotop uranium-238. Di bawah pengaruh fluks neutron dengan tingkat energi yang lebih tinggi (neutron cepat), uranium-238 menghasilkan bahan bakar nuklir buatan plutonium-239, yang digunakan dalam reaktor neutron cepat. Sebagian besar reaktor daya yang beroperasi saat ini adalah tipe pertama.
Diagram skema reaktor tenaga nuklir yang digunakan dalam pembangkit listrik tenaga nuklir sirkuit ganda ditunjukkan pada Gambar. 2.10.
Reaktor nuklir terdiri dari inti, reflektor, sistem pendingin, sistem kendali, pengaturan dan pemantauan, wadah dan perlindungan biologis.
Inti reaktor adalah area di mana reaksi berantai fisi dipertahankan. Terdiri dari bahan fisil, moderator pendingin dan reflektor neutron, batang kendali dan bahan struktural. Elemen utama inti reaktor, yang menyediakan pelepasan energi dan reaksi berkelanjutan, adalah bahan fisil dan moderator. Inti dipisahkan dari perangkat eksternal dan personel bekerja dengan zona perlindungan.
Pembangkit listrik siklus gabungan adalah pembangkit listrik yang panas dari gas buang turbin gas digunakan secara langsung atau tidak langsung untuk menghasilkan listrik dalam siklus turbin uap. Ini berbeda dari pembangkit listrik tenaga uap dan turbin gas dalam peningkatan efisiensinya.
Diagram skema pembangkit listrik tenaga gas siklus gabungan (dari kuliah Fomina).
Uap GT EG
boiler limbah panas kompresor K
udara misalnya
air umpan
KS – ruang bakar
GT – turbin gas
K – turbin uap kondensasi
MISALNYA – generator listrik
Pembangkit siklus gabungan terdiri dari dua unit terpisah: tenaga uap dan turbin gas.
Pada unit turbin gas, turbin diputar oleh produk gas hasil pembakaran bahan bakar. Bahan bakarnya dapat berupa gas alam atau produk minyak bumi (bahan bakar minyak, solar). Generator pertama terletak pada poros yang sama dengan turbin, yang menghasilkan arus listrik akibat putaran rotor. Melewati turbin gas, hasil pembakaran hanya memberikan sebagian energinya dan masih mempunyai temperatur yang tinggi pada keluaran turbin gas. Dari pintu keluar turbin gas, hasil pembakaran masuk ke pembangkit listrik tenaga uap, boiler limbah panas, dimana air dan uap air yang dihasilkan dipanaskan. Suhu produk pembakaran cukup untuk membawa uap ke keadaan yang diperlukan untuk digunakan dalam turbin uap (suhu gas buang sekitar 500 derajat Celcius memungkinkan diperolehnya uap super panas pada tekanan sekitar 100 atmosfer). Turbin uap menggerakkan generator listrik kedua.
Prospek pengembangan PSU (dari buku teks Amethystov).
1. Pembangkit listrik siklus gabungan adalah mesin paling ekonomis yang digunakan untuk menghasilkan listrik. CCGT sirkuit tunggal dengan unit turbin gas yang memiliki suhu awal sekitar 1000 °C dapat memiliki efisiensi absolut sekitar 42%, yang berarti 63% dari efisiensi teoritis CCGT. Efisiensi unit CCGT tiga sirkuit dengan superheating uap menengah, di mana suhu gas di depan turbin gas berada pada level 1450 °C, saat ini sudah mencapai 60%, yaitu 82% dari tingkat yang dimungkinkan secara teoritis. Tidak ada keraguan bahwa efisiensi dapat ditingkatkan lebih jauh lagi.
2. Pabrik siklus gabungan adalah mesin yang paling ramah lingkungan. Hal ini terutama disebabkan oleh efisiensinya yang tinggi - lagi pula, semua panas yang terkandung dalam bahan bakar, yang tidak dapat diubah menjadi listrik, dilepaskan ke lingkungan dan terjadi polusi termal. Oleh karena itu, pengurangan emisi termal dari CCGT dibandingkan dengan pembangkit listrik tenaga uap akan sama dengan konsumsi bahan bakar untuk produksi listrik yang lebih rendah.
3. Pembangkit siklus gabungan adalah mesin yang sangat bermanuver, yang kemampuan manuvernya hanya dapat dibandingkan dengan turbin gas otonom.
4. Dengan kapasitas pembangkit listrik tenaga uap dan pembangkit listrik termal siklus gabungan yang sama, konsumsi air pendingin pembangkit CCGT kira-kira tiga kali lebih sedikit.
5. CCGT memiliki biaya yang moderat untuk unit daya terpasang, yang dikaitkan dengan volume bagian konstruksi yang lebih kecil, tidak adanya boiler listrik yang kompleks, cerobong asap yang mahal, sistem pemanas regeneratif untuk air umpan, dan penggunaan turbin uap yang lebih sederhana dan sistem pasokan air proses.
6. Unit CCGT memiliki siklus konstruksi yang jauh lebih pendek. Unit CCGT, terutama yang berporos tunggal, dapat diperkenalkan secara bertahap. Ini menyederhanakan masalah investasi.
Pembangkit listrik siklus gabungan praktis tidak memiliki kelemahan; sebaliknya, kita harus membicarakan batasan dan persyaratan tertentu untuk peralatan dan bahan bakar. Instalasi yang dimaksud memerlukan penggunaan gas alam. Bagi Rusia, di mana pangsa gas yang relatif murah yang digunakan untuk energi melebihi 60% dan setengahnya digunakan untuk alasan lingkungan di pembangkit listrik tenaga panas, terdapat banyak peluang untuk pembangunan pembangkit listrik tenaga gas siklus gabungan.
Semua ini menunjukkan bahwa pembangunan pembangkit listrik CCGT adalah tren yang berlaku dalam rekayasa tenaga panas modern.
Efisiensi unit CCGT tipe pemulihan:
ηPGU = ηGTU + (1- ηGTU)*ηKU*ηPTU
STU - unit turbin uap
HRSG – boiler limbah panas
Secara umum efisiensi unit CCGT adalah:
Di sini - Qgtu adalah jumlah panas yang disuplai ke fluida kerja unit turbin gas;
Qpsu adalah jumlah panas yang disalurkan ke media uap di dalam boiler.
1. Diagram termal utama pasokan uap dan panas dari pembangkit listrik termal. Koefisien pemanasan α dari pabrik CHP. Metode untuk menutupi beban panas puncak di pembangkit listrik termal,
CHP (gabungan pembangkit listrik dan panas)- dirancang untuk pasokan panas dan listrik terpusat ke konsumen. Perbedaannya dengan IES adalah mereka menggunakan panas uap yang dikeluarkan di turbin untuk kebutuhan produksi, pemanasan, ventilasi, dan penyediaan air panas. Berkat kombinasi pembangkit listrik dan panas ini, penghematan bahan bakar yang signifikan dapat dicapai dibandingkan dengan pasokan energi terpisah (pembangkit listrik di CPP dan energi panas di rumah boiler lokal). Berkat metode produksi gabungan ini, pabrik CHP mencapai efisiensi yang cukup tinggi hingga mencapai 70%. Oleh karena itu, pembangkit CHP tersebar luas di daerah dan kota dengan konsumsi panas yang tinggi. Daya maksimum pembangkit CHP lebih kecil dibandingkan daya maksimum CPP.
Pabrik CHP terikat dengan konsumen, karena Jari-jari perpindahan panas (uap, air panas) kurang lebih 15 km. Pembangkit CHP di pinggiran kota mengalirkan air panas dengan suhu awal yang lebih tinggi melalui jarak hingga 30 km. Steam untuk kebutuhan produksi dengan tekanan 0,8-1,6 MPa dapat disalurkan melalui jarak tidak lebih dari 2-3 km. Dengan kepadatan beban panas rata-rata, kapasitas pembangkit listrik termal biasanya tidak melebihi 300-500 MW. Hanya di kota-kota besar seperti Moskow atau St. Petersburg dengan kepadatan beban panas yang tinggi barulah masuk akal untuk membangun pembangkit listrik dengan kapasitas hingga 1000-1500 MW.
Kekuatan pembangkit listrik termal dan jenis turbogenerator dipilih sesuai dengan kebutuhan panas dan parameter uap yang digunakan dalam proses produksi dan untuk pemanasan. Yang paling banyak digunakan adalah turbin dengan satu dan dua ekstraksi uap dan kondensor yang dapat disesuaikan (lihat gambar). Pilihan yang dapat disesuaikan memungkinkan Anda mengatur produksi panas dan listrik.
Mode CHP - harian dan musiman - terutama ditentukan oleh konsumsi panas. Stasiun beroperasi paling ekonomis jika daya listriknya sesuai dengan keluaran panas. Dalam hal ini, jumlah uap minimum yang masuk ke kondensor. Di musim dingin, ketika kebutuhan panas maksimum, pada suhu udara desain selama jam operasional perusahaan industri, beban generator CHP mendekati nilai nominal. Selama periode ketika konsumsi panas rendah, misalnya di musim panas, serta di musim dingin ketika suhu udara lebih tinggi dari suhu desain dan pada malam hari, tenaga listrik pembangkit listrik termal yang sesuai dengan konsumsi panas berkurang. Jika sistem tenaga membutuhkan tenaga listrik, pembangkit listrik termal harus beralih ke mode campuran, yang meningkatkan aliran uap ke bagian turbin bertekanan rendah dan ke kondensor. Pada saat yang sama, efisiensi pembangkit listrik menurun.
Produksi listrik maksimum oleh stasiun pemanas “berdasarkan konsumsi panas” hanya dimungkinkan ketika bekerja sama dengan CPP yang kuat dan pembangkit listrik tenaga air, yang mengambil sebagian besar beban selama jam-jam dengan pengurangan konsumsi panas.
analisis komparatif metode pengaturan beban panas.
Regulasi kualitas.
Keuntungan: mode hidrolik jaringan pemanas yang stabil.
Kekurangan:
■ rendahnya keandalan sumber tenaga panas puncak;
■ perlunya menggunakan metode yang mahal untuk mengolah air make-up jaringan pemanas pada suhu pendingin yang tinggi;
■ peningkatan jadwal suhu untuk mengkompensasi pengambilan air untuk pasokan air panas dan pengurangan produksi listrik dari konsumsi panas;
■ penundaan pengangkutan yang besar (inersia termal) dalam mengatur beban termal sistem pasokan pemanas;
■ intensitas korosi yang tinggi pada pipa karena pengoperasian sistem pasokan panas untuk sebagian besar periode pemanasan dengan suhu cairan pendingin 60-85 °C;
■ fluktuasi suhu udara internal karena pengaruh beban DHW pada pengoperasian sistem pemanas dan perbedaan rasio DHW dan beban pemanas antar pelanggan;
■ penurunan kualitas pasokan panas ketika suhu cairan pendingin diatur berdasarkan rata-rata suhu udara luar selama beberapa jam, yang menyebabkan fluktuasi suhu udara dalam ruangan;
■ pada suhu air jaringan yang bervariasi, pengoperasian kompensator menjadi jauh lebih sulit.
Uap-gas disebut pembangkit listrik (PGU), dimana panas gas buang pembangkit turbin gas secara langsung atau tidak langsung digunakan untuk menghasilkan listrik dalam siklus turbin uap.
Pada Gambar. Gambar 4.10 menunjukkan diagram skema pembangkit siklus gabungan yang paling sederhana, yang disebut tipe pemanfaatan. Gas buang turbin gas masuk ke ketel pemulihan- penukar panas aliran balik, di mana, karena panas gas panas, dihasilkan uap dengan parameter tinggi, diarahkan ke turbin uap.
Gambar 4.10. Diagram skema pembangkit siklus gabungan paling sederhana
Ketel panas limbah berbentuk poros persegi panjang, di mana permukaan pemanas ditempatkan, dibentuk oleh pipa berwarna perak, di mana fluida kerja unit turbin uap (air atau uap) disuplai. Dalam kasus paling sederhana, permukaan pemanas boiler panas limbah terdiri dari tiga elemen: economizer 3, evaporator 2 dan superheater 1. Elemen sentralnya adalah evaporator, terdiri dari drum 4 (silinder panjang setengah berisi air), beberapa pipa bawah 7 dan pipa vertikal evaporator itu sendiri yang dipasang cukup rapat 8. Evaporator bekerja berdasarkan prinsip konveksi alami. Pipa evaporasi terletak di zona suhu yang lebih tinggi dibandingkan downcomers. Oleh karena itu, air di dalamnya memanas, menguap sebagian sehingga menjadi lebih ringan dan naik ke dalam drum. Ruang kosong diisi dengan air dingin melalui pipa bawah dari drum. Uap jenuh ditampung di bagian atas drum dan dikirim ke pipa-pipa superheater 1. Aliran uap dari drum 4 dikompensasi dengan suplai air dari economizer 3. Dalam hal ini air yang masuk akan melewati pipa-pipa evaporasi berkali-kali sebelum benar-benar menguap. Oleh karena itu, boiler panas limbah yang dijelaskan disebut boiler dengan sirkulasi alami.
Economizer memanaskan air umpan yang masuk hingga hampir mencapai titik didih. Dari drum, uap jenuh kering memasuki superheater, yang menjadi terlalu panas di atas suhu saturasi. Suhu uap super panas yang dihasilkan T 0 tentu saja selalu lebih kecil dari suhu gas q G berasal dari turbin gas (biasanya 25 - 30 °C).
Di bawah diagram boiler panas limbah pada Gambar. Gambar 4.10 menunjukkan perubahan suhu gas dan fluida kerja ketika mereka bergerak menuju satu sama lain. Suhu gas berangsur-angsur menurun dari nilai q di saluran masuk ke nilai qух suhu gas buang. Bergerak menuju Air umpan menaikkan suhunya di economizer hingga titik didih(dot A). Pada suhu ini (di ambang titik didih) air masuk ke evaporator. Air menguap di dalamnya. Pada saat yang sama, suhunya tidak berubah (proses A - B). Pada intinya B fluida kerjanya berupa uap jenuh kering. Selanjutnya, superheater menjadi terlalu panas hingga mencapai nilai tertentu T 0 .
Uap yang dihasilkan di saluran keluar superheater diarahkan ke turbin uap, tempat uap tersebut mengembang dan bekerja. Dari turbin, uap buangan masuk ke kondensor dan dikondensasikan menggunakan feed pump. 6 , meningkatkan tekanan air umpan, dikirim kembali ke boiler limbah panas.
Dengan demikian, perbedaan mendasar antara pembangkit listrik tenaga uap (SPU) pembangkit CCGT dan PSU konvensional pembangkit listrik termal hanya pada bahan bakar yang tidak dibakar di boiler limbah panas, dan panas yang diperlukan untuk pengoperasian PSU tersebut. pabrik CCGT diambil dari gas buang GTU. Tampilan umum boiler panas limbah ditunjukkan pada Gambar 4.11.
Gambar 4.11. Gambaran umum boiler panas limbah
Pembangkit listrik dengan unit CCGT ditunjukkan pada Gambar. 4.12, yang menunjukkan pembangkit listrik termal dengan tiga unit daya. Setiap unit daya terdiri dari dua unit turbin gas yang berdekatan 4 ketik perusahaan V94.2 Siemens, yang masing-masing mengirimkan gas buang bersuhu tinggi ke boiler limbah panasnya sendiri 8 . Uap yang dihasilkan oleh boiler ini diarahkan ke satu turbin uap 10 dengan generator listrik 9 dan kondensor yang terletak di ruang kondensasi di bawah turbin. Masing-masing unit pembangkit tersebut mempunyai kapasitas total sebesar 450 MW (setiap turbin gas dan turbin uap mempunyai kapasitas kurang lebih 150 MW). Di antara outlet diffuser 5 dan boiler limbah panas 8 dipasang memotong (bypass) cerobong asap 12 dan gerbang kedap gas 6 .
Gambar 4.12. Pembangkit listrik dengan CCGT
Keunggulan utama PSU.
1. Pembangkit listrik siklus gabungan saat ini merupakan mesin paling ekonomis yang digunakan untuk menghasilkan listrik.
2. Pabrik siklus gabungan adalah mesin yang paling ramah lingkungan. Hal ini terutama disebabkan oleh efisiensinya yang tinggi - lagi pula, semua panas yang terkandung dalam bahan bakar, yang tidak dapat diubah menjadi listrik, dilepaskan ke lingkungan dan terjadi polusi termal. Oleh karena itu, pengurangan emisi termal dari CCGT dibandingkan dengan pembangkit listrik tenaga uap kira-kira setara dengan pengurangan konsumsi bahan bakar untuk produksi listrik.
3. Pembangkit siklus gabungan adalah mesin yang sangat bermanuver, yang kemampuan manuvernya hanya dapat dibandingkan dengan turbin gas otonom. Potensi kemampuan manuver turbin uap yang tinggi dipastikan dengan adanya turbin gas dalam desainnya, yang bebannya berubah dalam beberapa menit.
4. Dengan kapasitas pembangkit listrik tenaga uap dan pembangkit listrik termal siklus gabungan yang sama, konsumsi air pendingin pembangkit CCGT kira-kira tiga kali lebih sedikit. Hal ini disebabkan oleh fakta bahwa daya bagian tenaga uap CCGT adalah 1/3 dari total daya, dan GTU praktis tidak memerlukan air pendingin.
5. CCGT memiliki biaya yang lebih rendah untuk unit daya terpasang, yang dikaitkan dengan volume bagian konstruksi yang lebih kecil, tidak adanya boiler listrik yang kompleks, cerobong asap yang mahal, sistem pemanas regeneratif untuk air umpan, penggunaan a turbin uap yang lebih sederhana dan sistem pasokan air teknis.
KESIMPULAN
Kerugian utama dari semua pembangkit listrik tenaga panas adalah semua jenis bahan bakar yang digunakan merupakan sumber daya alam yang tidak tergantikan dan secara bertahap akan habis. Selain itu, pembangkit listrik tenaga panas mengkonsumsi bahan bakar dalam jumlah besar (setiap hari satu pembangkit listrik distrik negara bagian dengan kapasitas 2000 MW membakar dua rangkaian batubara per hari) dan merupakan sumber listrik yang paling “kotor” bagi lingkungan, terutama jika pembangkit tersebut beroperasi. pada bahan bakar belerang dengan kandungan abu tinggi. Oleh karena itu, saat ini, seiring dengan penggunaan pembangkit listrik tenaga nuklir dan hidrolik, sedang dilakukan pengembangan pembangkit listrik dengan menggunakan sumber energi terbarukan atau alternatif lainnya. Namun, terlepas dari segalanya, pembangkit listrik tenaga panas merupakan penghasil listrik utama di sebagian besar negara di dunia dan akan tetap demikian setidaknya selama 50 tahun ke depan.
PERTANYAAN UJI UNTUK KULIAH 4
1. Diagram termal pembangkit listrik termal – 3 poin.
2. Proses teknologi produksi listrik pada pembangkit listrik tenaga panas – 3 poin.
3. Tata letak pembangkit listrik tenaga panas modern – 3 poin.
4. Fitur unit turbin gas. Diagram blok unit turbin gas. Efisiensi GTU – 3 poin.
5. Diagram termal unit turbin gas – 3 poin.
6. Fitur CCGT. Diagram struktur PSUU. Efisiensi CCGT – 3 poin.
7. Skema termal unit CCGT – 3 poin.
KULIAH 5
PEMBANGKIT LISTRIK NUKLIR. BAHAN BAKAR UNTUK PLTN. PRINSIP OPERASI REAKTOR NUKLIR. PRODUKSI LISTRIK PADA PLTN DENGAN REAKTOR TERMAL. REAKTOR NEUTRON CEPAT. KEUNGGULAN DAN KEKURANGAN PLTN MODERN
Konsep Dasar
Pembangkit listrik tenaga nuklir(pembangkit listrik tenaga nuklir) adalah pembangkit listrik, menghasilkan energi listrik dengan mengubah energi panas yang dilepaskan dalam reaktor nuklir (reaktor) sebagai akibat dari reaksi berantai fisi (pemisahan) inti atom uranium yang terkendali. Perbedaan mendasar antara pembangkit listrik tenaga nuklir dan pembangkit listrik tenaga panas hanyalah bahwa alih-alih generator uap, reaktor nuklir digunakan - suatu perangkat di mana reaksi berantai nuklir terkontrol dilakukan, disertai dengan pelepasan energi.
Sifat radioaktif uranium pertama kali ditemukan oleh fisikawan Perancis Antoine Becquerel pada tahun 1896. fisikawan Inggris Ernest Rutherford pertama kali melakukan reaksi nuklir buatan di bawah pengaruh partikel pada tahun 1919. fisikawan Jerman Otto Hahn Dan Fritz Strassmann dibuka pada tahun 1938 , bahwa fisi inti uranium berat selama pemboman oleh neutron disertai pelepasan energi. Penggunaan nyata energi ini tinggal menunggu waktu saja.
Reaktor nuklir pertama dibangun pada bulan Desember 1942 di Amerika sekelompok fisikawan di Universitas Chicago yang dipimpin oleh seorang fisikawan Italia Enrico Fermi. Untuk pertama kalinya, reaksi fisi inti uranium yang tidak teredam terwujud. Reaktor nuklir, yang disebut SR-1, terdiri dari blok grafit, di antaranya terdapat bola uranium alam dan dioksidanya. Neutron cepat muncul setelah fisi nuklir 235 kamu, diperlambat oleh grafit menjadi energi panas, dan kemudian menyebabkan fisi nuklir baru. Reaktor yang sebagian besar fisinya terjadi di bawah pengaruh neutron termal disebut reaktor neutron termal (lambat); dalam reaktor seperti itu terdapat lebih banyak moderator daripada uranium.
Di Eropa, reaktor nuklir pertama F-1 diproduksi dan diluncurkan pada bulan Desember 1946 di Moskow sekelompok fisikawan dan insinyur yang dipimpin oleh akademisi Igor Vasilievich Kurchatov. Reaktor F-1 terbuat dari balok grafit dan berbentuk bola dengan diameter kurang lebih 7,5 m. Pada bagian tengah bola berdiameter 6 m ditempatkan batang uranium pada lubang-lubang balok grafit . Reaktor F-1, seperti SR-1, tidak memiliki sistem pendingin, sehingga beroperasi pada tingkat daya yang rendah: dari pecahan hingga satuan watt.
Hasil penelitian pada reaktor F-1 menjadi dasar perancangan reaktor industri. Pada tahun 1948, di bawah kepemimpinan I.V. Kurchatov, pekerjaan dimulai pada penggunaan praktis energi atom untuk menghasilkan listrik.
Pembangkit listrik tenaga nuklir industri pertama di dunia dengan kapasitas 5 MW diluncurkan pada 27 Juni 1954 di Obninsk, Wilayah Kaluga. Pada tahun 1958, PLTN Siberia tahap pertama dengan kapasitas 100 MW dioperasikan (total kapasitas desain 600 MW). Pada tahun yang sama, pembangunan pembangkit listrik tenaga nuklir industri Beloyarsk dimulai, dan pada bulan April 1964, generator tahap pertama memasok listrik ke konsumen. Pada bulan September 1964, unit pertama PLTN Novovoronezh dengan kapasitas 210 MW diluncurkan. Unit kedua berkapasitas 350 MW diluncurkan pada Desember 1969. Pada tahun 1973, Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Leningrad diluncurkan.
Di Inggris, pembangkit listrik tenaga nuklir industri pertama dengan kapasitas 46 MW ditugaskan pada tahun 1956 di Calder Hall. Setahun kemudian, pembangkit listrik tenaga nuklir 60 MW di Shippingport (AS) mulai beroperasi.
Para pemimpin dunia dalam produksi listrik nuklir adalah: Amerika Serikat (788,6 miliar kWh/tahun), Prancis (426,8 miliar kWh/tahun), Jepang (273,8 miliar kWh/tahun), Jerman (158,4 miliar kWh/tahun) dan Rusia (154,7 miliar kWh/tahun). Pada awal tahun 2004, terdapat 441 reaktor tenaga nuklir yang beroperasi di dunia, dan JSC TVEL Rusia memasok bahan bakar untuk 75 reaktor di antaranya.
Pembangkit listrik tenaga nuklir terbesar di Eropa adalah Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Zaporozhye di Energodar (Ukraina) - 6 reaktor nuklir dengan total kapasitas 6 GW. Pembangkit listrik tenaga nuklir terbesar di dunia - Kashiwazaki-Kariwa (Jepang) - lima reaktor nuklir mendidih ( BWR) dan dua reaktor nuklir mendidih tingkat lanjut ( ABWR), total kapasitasnya adalah 8,2 GW.
Saat ini, pembangkit listrik tenaga nuklir berikut beroperasi di Rusia: Balakovo, Beloyarsk, Bilibinsk, Rostov, Kalinin, Kola, Kursk, Leningrad, Novovoronezh, Smolensk.
Perkembangan rancangan Strategi Energi Rusia periode sampai dengan tahun 2030 memperkirakan peningkatan produksi listrik di pembangkit listrik tenaga nuklir sebanyak 4 kali lipat.
Pembangkit listrik tenaga nuklir diklasifikasikan menurut reaktor yang dipasang di dalamnya:
aku reaktor neutron termal , menggunakan moderator khusus untuk meningkatkan kemungkinan penyerapan neutron oleh inti atom bahan bakar;
aku reaktor neutron cepat .
Berdasarkan jenis energi yang disalurkan, pembangkit listrik tenaga nuklir dibagi menjadi:
l pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN), yang dirancang hanya untuk menghasilkan listrik;
l pembangkit listrik dan panas gabungan nuklir (CHP), yang menghasilkan listrik dan energi panas.
Saat ini, hanya Rusia yang sedang mempertimbangkan opsi pembangunan stasiun pasokan panas nuklir.
Pembangkit listrik tenaga nuklir tidak menggunakan udara untuk mengoksidasi bahan bakar, tidak mengeluarkan abu, sulfur oksida, karbon, dll. ke atmosfer, memiliki latar belakang radioaktif yang lebih rendah dibandingkan di pembangkit listrik tenaga panas, namun, seperti pembangkit listrik tenaga panas, pembangkit ini mengkonsumsi air dalam jumlah besar untuk mendinginkan kondensor.
Bahan bakar untuk pembangkit listrik tenaga nuklir
Perbedaan utama antara pembangkit listrik tenaga nuklir dan pembangkit listrik tenaga panas adalah menggunakan bahan bakar nuklir dibandingkan bahan bakar fosil. Bahan bakar nuklir diperoleh dari uranium alam, yang ditambang di tambang (Niger, Prancis, Afrika Selatan), atau di tambang terbuka (Australia, Namibia), atau dengan pencucian bawah tanah (Kanada, Rusia, AS). Uranium tersebar luas di alam, namun tidak terdapat deposit bijih uranium yang kaya. Uranium ditemukan di berbagai batuan dan air dalam keadaan tersebar. Uranium alam adalah campuran dari sebagian besar isotop uranium non-fisil 238U(lebih dari 99%) dan isotop fisil 235 U (sekitar 0,71%), yaitu bahan bakar nuklir (1 kg 235 kamu melepaskan energi yang setara dengan panas pembakaran kurang lebih 3000 ton batubara).
Reaktor pembangkit listrik tenaga nuklir membutuhkan pengayaan uranium. Untuk melakukan ini, uranium alam dikirim ke pabrik pengayaan, setelah diproses, di mana 90% uranium alami yang sudah habis dikirim untuk disimpan, dan 10% diperkaya menjadi 3,3 - 4,4%.
Dari uranium yang diperkaya (lebih tepatnya uranium dioksida UO 2 atau uranium oksida-nitrogen kamu 2 tentang 2) dibuat elemen bahan bakar - batang bahan bakar- tablet berbentuk silinder dengan diameter 9 mm dan tinggi 15-30 mm. Tablet ini ditempatkan dalam wadah tertutup zirkonium(penyerapan neutron oleh zirkonium 32,5 kali lebih kecil dibandingkan dengan baja) tabung berdinding tipis panjangnya sekitar 4 m. Batang bahan bakar dirakit menjadi rakitan bahan bakar (FA) yang terdiri dari beberapa ratus buah.
Semua proses fisi nuklir lebih lanjut 235 kamu dengan pembentukan fragmen fisi, gas radioaktif, dll. sedang terjadi di dalam tabung batang bahan bakar yang tersegel.
Setelah pemisahan bertahap 235 kamu dan mengurangi konsentrasinya menjadi 1,26%, ketika daya reaktor berkurang secara signifikan, kumpulan bahan bakar dikeluarkan dari reaktor, disimpan di kolam pendingin selama beberapa waktu, dan kemudian dikirim ke pabrik radiokimia untuk diproses.
Jadi, tidak seperti pembangkit listrik tenaga panas, yang cenderung membakar bahan bakar sepenuhnya, Di pembangkit listrik tenaga nuklir tidak mungkin membagi bahan bakar nuklir 100%. Oleh karena itu, di pembangkit listrik tenaga nuklir tidak mungkin menghitung efisiensi berdasarkan konsumsi spesifik bahan bakar yang setara. Efisiensi bersih digunakan untuk menilai efisiensi operasi unit pembangkit listrik tenaga nuklir
,
dimana energi yang dihasilkan, adalah panas yang dilepaskan dalam reaktor secara bersamaan dan dalam waktu yang bersamaan.
Efisiensi pembangkit listrik tenaga nuklir yang dihitung dengan cara ini adalah 30 - 32%, namun tidak sepenuhnya masuk akal jika membandingkannya dengan efisiensi pembangkit listrik tenaga termal, yaitu 37 - 40%.
Selain isotop uranium 235, berikut ini juga digunakan sebagai bahan bakar nuklir:
- isotop uranium 233 ( 233 kamu) ;
- isotop plutonium 239 ( 239Pu);
- isotop torium 232 ( 232 Th) (dengan mengonversi ke 233 kamu).
